1. Расчет приведенных годовых затрат по I варианту.
Sp=3886 кВА Sp=3711 кВА
Ip=224 A Ip=214 A
Iоб=438 А
Суммарная мощность на РП вместе с ТСН S=7650 кВА.
Согласно [1] питание РП необходимо осуществлять двумя кабельными линиями (по 2 кабеля в линии).
а) Выбор сечения кабелей по нагреву длительно допустимым током.
Согласно табл. 1.3.16 [4] кабель с алюминиевыми жилами сечением 120 мм² имеет Iдоп=375 А. С учетом понижающего коэффициента к=0,92 табл. 1.3.24 [4] каждая линия имеет пропускную способность 490 А.
Загрузка кабеля в нормальном режиме (в работе 4 кабеля):
кз=224/438*100%=51%
Загрузка кабеля в аварийном режиме (в работе 2 кабеля):
кз=438/490*100%=89,3%
что находится в пределах нормы табл. 1.3.2[4]
б) Выбор сечения кабеля по экономической плотности тока. Согласно табл. 1.3.36 [4] для Тм=1600 ч j=1,6 А/мм²
q=I/j=192/1.6=120 мм²
Учитывая аварийный режим, оставляем сечение 120мм².
в) Потеря напряжения в кабеле:
∆U=P*l* ∆Uo
где Р- активная мощность на линии, МВт
l- длина линии в км.
∆Uo- удельная потеря напряжения, %/МВт*км
∆U1=(3,886/2)*0,92*3*0,475=2,5%<6
∆U2=(3,324/2)*0,92*3*0,475=2,4 %<6
∆U3=(7,650/2)*0,92*3*0,475=5%<12
Для проверки выбранного сечения по термической устойчивости необходимо определить ток кз на шинах 10 кВ ИП.
Ток к.з. приведен в разделе
Iк=5,17 кА
iу=131 кА
tд=0,2+1,4=1,6 с
Сечение кабеля, термически устойчивое к току кз определяется по формуле:
Тmin=I∞*(√tcp/e)
где e- коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла
в проводнике после и до кз (для алюминия e=65)
Тmin=5,17*(√1,6/65)=98 мм²
Следовательно, выбранное сечение кабельной линии удовлетворяет условиям проверки на термическую устойчивость.
Экономическим критерием, по которому определяют более выгодный вариант, является минимум приведенных затрат, руб/год,
З=Ен*К+Н
где Ен- нормативный коэффициент сравнительной эффективности
капитальных вложений (Ен=0,15)
К- единовременные, капитальные вложения в сооружение объекта
Н- ежегодные эксплуатационные издержки.
Состав капитальных затрат:
К=К1*К2*К3
где К1- стоимость ВРУ (К1=20 тыс . руб)
К2- стоимость кабельной линии 10 кВ при прокладке в траншее
на 1 км (К2=198000 руб 95 мм²: К2=250000 руб 120мм²).
К3- стоимость РП (К3=1 млн. руб)
К=20000*2+(2*633600+2*594000)+1000000=3495000 руб
Суммарные годовые отчисления:
для РУ до 20 кВ - 10,4 %;
для кабельной линии до 10 кВ, проложенной в земле
с алюминиевой жилой – 5,8 %;
для РП до 20 кВ – 10,4 % .
Ежегодные эксплуатационные издержки определяются как:
И=Иэ+Иа
где Иэ-отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживания;
Иа-стоимость потерь электроэнергии;
Иэ=40000*0,104+2455000*0,058+1000000*0,104=250550 руб
Потери электроэнергии в кабельной линии 10 кВ:
∆А=3I²ρ(l/s)t
где l-длина линии в км
s-сечение кабеля в мм²
I-номинальный ток, кА
T-время наибольших потерь
ρ-удельное сопротивление жилы кабеля Ом мм/км
∆А1=3*0,224²*29,7 (3/120*2)*1600=89,4 тыс кВт/год
∆А2=3*0,176²*29,7 (3/120*2)*1600=81,6 тыс кВт/год
∆А95мм=30 тыс кВт/год
Стоимость 1 кВт ч потерь электроэнергии 1,04 руб/кВт ч
Иа=201*1,04=209040 руб
И=250550+209040=459590 руб
Общие приведенные затраты:
З=0,15*3495000+459590=983840 руб
2. Расчет приведенных годовых затрат по 2 варианту.
S1=1410.15 кВА S'1=1591.2 кВА
I1=81.4 А I'1=91.87 А
S2=1719.2 кВА S'2=1941.4 кВА
I2=99.26 А I'2=112.08 А
Расчет ведем исходя из следующих соображений:
а) Все линии выполняются кабельными жилами.
б) Каждая пара кабелей прокладывается в отдельной траншее. Поправочный коэффициент 0,9.
Определение приведенных затрат ведется аналогично предыдущему варианту.
З=Ен*К+И
К=К1+∑Ккл10
где К1- стоимость ВРУ (К1=20 тыс . руб)
∑Ккл10 – стоимость кабельных линий 10 кВ, при прокладки в траншеях, для двух кабелей в одной траншее.(для 1км К=141000)
К=2*20000+2*423000+846000=1732000 руб
Иэ= 40000*0,104+1692000*0,058=102296 руб
∆А1=3*0,0814²*31,5(3/70)*1600=42,93 тыс кВт/ год
∆А2=63,84 тыс кВт/ год
∆А'1=54,69 тыс кВт/ год
∆А'2=81,4 тыс кВт/ год
∑А=242,86 тыс кВт/ год
Иа=242,86*1,04=252,57 т руб
И=102296+252570=354866 руб
З=0,15*1732000+354866=614666руб
3. Сравнение вариантов табл. 3.1
|
Наименование варианта |
Кап вложения |
Издержки |
Затраты |
|
Система Эл снабжения с РП |
3495000 |
459590 |
983840 |
|
Система Эл снабжения без РП |
1732000 |
354866 |
614666 |
Согласно исходных данных для проектирования жилой район имеет электроприемники второй и третьей категории. Схему сети 10 кВ выбираем применительно к основной массе электроприемников рассматриваемого жилого микрорайона.
Согласно [1] основным принципом построения распределительной сети для электроприемников 2 и 3 категории является сочетание петлевых сетей
10 кВ обеспечивающих двухстороннее питание каждой ТП и петлевых линий напряжением 0,4 кВ, для питания потребителей. На основании технико-экономического сравнения вариантов выбираем схему без РП в жилом районе.
Схема представляет собой две петлевые линии, каждая из которых обеспечивает двухстороннее питание сети ТП.
Все линии согласно ПУЭ выполняем кабелями с алюминиевыми жилами, прокладываемые в траншее.
РУ ГПП принимается с одиночной секционированной системой шин. Трансформаторы должны работать раздельно. Резервирование блоков осуществляется путем устройства АВР на секционном выключателе РУ-10кВ.
Определяем нагрузку на шинах 10 кВ ГПП по формуле:
Sp=kодн*∑S тп i
где kодн – коэффициент одновременности, принимаем по табл kодн=0,75
Sp =0,75*7964=5976 кВА
Петлевые сети 10 кВ в нормальном режиме работают разомкнуто. На основании определения экономически целесообразного потокораспределения петлевых линий, при которых реальное потокораспределение окажется максимально приближенным к экономически целесообразному.
3.2 Выбор числа и типа трансформаторных подстанций.
Согласно (1) мощность ТП принимается в зависимости от плотности нагрузки на шинах 0,4 кВ.
В районах многоэтажной застройки (5 этажный и выше) при плотности нагрузки более 5 МВт/км² оптимальная мощность подстанций составляет 400кВА.
Результаты выбора числа и типа ТП заносим в таблицу 2.2
Таблица 2.2 Выбор числа трансформаторных подстанций.
|
Микро- район |
Sмрн кВА |
Плотн нагр МВА/км² |
Кол-во ТП |
Число и мощн тр-ов |
Тип ТП |
|
1 |
1476 |
5,01 |
2 |
2-400 |
2БКТП 2х400 |
|
2-400 |
2БКТП 2х400 |
||||
|
2 |
1873 |
6,3 |
3 |
2-400 |
2БКТП 2х400 |
|
2-400 |
2БКТП 2х400 |
||||
|
2-400 |
2БКТП 2х400 |
||||
|
3 |
1074 |
4,85 |
2 |
2-400 |
2БКТП 2х400 |
|
2-400 |
2БКТП 2х400 |
||||
|
4 |
1659 |
5,65 |
3 |
2-400 |
2БКТП 2х400 |
|
2-400 |
2БКТП 2х400 |
||||
|
2-400 |
2БКТП 2х400 |
||||
|
5 |
1515 |
4,93 |
3 |
2-250 |
2БКТП 2х400 |
|
2-250 |
2БКТП 2х400 |
||||
|
2-400 |
2БКТП 2х400 |
