Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
5 ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНОГО
НАПРЯЖЕНИЯ
При проектировании систем электроснабжения важным вопросом является выбор рациональных напряжений для схемы, поскольку их значения определяют параметры линий электропередач и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. При решении задачи о рациональном напряжении в общем случае следует предварительно определить нестандартное напряжение, при котором имели бы место минимальные затраты.
Рациональное напряжение определяется по формуле:
, (5.1)
где U - нестандартное напряжение, кВ;
S - расчетная мощность, МВа;
ℓ - длина линии, км.
Согласно произведенному расчету принимаются из ряда номинальных напряжений два ближайших по значению стандартных напряжения.
Окончательный выбор напряжения производится после технико-экономического сравнения двух вариантов напряжений.
Следовательно, для технико-экономического сравнения принимаются ближайшие напряжения из стандартного ряда: 35 и 110 кВ.
Так как нет высоковольтных нагрузок применяется низшее напряжение 10кВ, так как оно является более выгодным.
5.1 Выбор числа и мощности
силовых трансформаторов ГПП
Так как потребители электроэнергии по условию I, II категории, необходимо устанавливать по два трансформатора на ГПП. Мощность трансформатора выбирается так, чтобы он мог обеспечить работу в аварийном режиме с допустимой длительной перегрузкой на 40 % в течении не более пяти суток, каждые сутки по шесть часов, исходя из нормальной загрузки на 70 %.
Мощность трансформаторов SТ, кВА определяется по формуле
, (5.2)
где kп – коэффициент перегрузки, kп=1,4.
Выбранный ближайший по стандартной мощности трансформатор проверяется по загрузке в номинальном режиме
, (5.3)
где kз – коэффициент загрузки в рабочем режиме, kз≤0,7.
Коэффициент загрузки kз сравнивают с коэффициентом экономической загрузки kз.э.
, (5.4)
где ∆Рхх – потери активной мощности при холостом ходе, кВт;
∆Ркз – потери активной мощности при коротком замыкании, кВт;
kпп – коэффициент повышения потерь при передаче реактивной мощности, зависит от удаленности ГПП от энергосистемы,;
∆Qхх – потери реактивной мощности при холостом ходе, кВАр;
∆Qкз – потери реактивной мощности при коротком замыкании, кВАр.
, (5.5)
где Iхх – ток холостого хода, %
, (5.6)
где Uкз – напряжение короткого замыкания, %
Условие правильности загрузки трансформаторов следующее
kз≥ kз.э.
Производится проверка по перегрузочной способности трансформаторов при аварийном отключении одного из них
(5.7)
Результаты расчетов сведены в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 – Результаты расчетов по выбору трансформаторов ГПП
|
Тип трансформатора |
SТ, кВА |
UBH, кВ |
UНH, кВ |
∆Рхх, кВт |
∆Ркз, кВт |
Uкз, % |
kз |
kзэ |
kо , ∙10 3 тг |
Ixx, % |
|
ТДН-16000/110 |
16000 |
110 |
6,6 |
18 |
85 |
10,5 |
0,569 |
0,34 |
14400 |
0,7 |
|
ТД-16000/35 |
16000 |
38,5 |
6,3 |
9,25 |
46,5 |
7,5 |
0,569 |
0,123 |
7290 |
0,6 |
Трансформаторы ТСН выбираются 1% от номинальной мощности.
5.2 Выбор сечения питающей
линии
Линии электропередачи (ЛЭП) выбираются по конструктивному исполнению, маркам проводников, сечениям проводников.
Выбор сечения проводов производится по нормируемым обобщенным показателям. Для воздушных линий напряжением от 35 до 220 кВ в качестве такого показателя используется экономическая плотность тока jэ. Выбранное сечение проверяется по допустимой токовой нагрузке, по нагреву в нормальном и тяжелом послеаварийном режимах, максимальной нагрузки и условиям короны.
Сечение проводов ВЛ Fэ, мм2определяется для одной цепи по формуле
, (5.8)
где Ip – расчетный ток одной цепи в нормальном режиме максимальных нагрузок, А;
jэ – экономическая плотность тока, принимается в зависимости от времени работы в году, А/мм2,
Для двухцепных ЛЭП расчетный ток Ip, А определяется по формуле
, (5.9)
где Uном – номинальное напряжение, кВ.
Технические данные, стандартное сечение приведены в таблице 5.2
Таблица 5.2 – Результаты расчетов по выбору питающей линии
|
Марка провода |
Сечение, мм2 |
Активное при +200С r0, Ом/100км |
Индуктивное при +200С х0, Ом/100км |
Допустимая токовая нагрузка, А |
|
АС-70 |
70 |
0,45 |
0,4 |
265 |
|
АС-185 |
185 |
0,17 |
0,4 |
510 |
Проверка выбранного сечения питающей линии производится по следующим условиям:
1) Проверка сечения по нагреву в нормальном режиме работы
, (5.10)
где Iдоп - длительно допустимый ток нагрузки, А
2) Проверка сечения по нагреву в аварийном режиме работы
(5.11)
3) Проверка выбранного сечения по допустимой потере напряжения
, (5.12)
где r0, х0 – удельные активное и индуктивное сопротивления линии, Ом/км
, (5.13)
где ∆Uдоп% - допустимые потери напряжения для силовых линий, %, ∆Uдоп%=5
4) Проверка проводников ЛЭП по условиям короны и радиопомех производится из класса напряжений 35кВ и выше. Оно должно быть не менее
минимального допустимого значения Fкор, мм2, установленного для ВЛ в за ви симости от потерь номинального напряжения. При напряжении 35кВ Fкор=35, 110кВ – Fкор=70.
Fкор≥Fэ (5.14)
Проверка сечения воздушной линии приведена в таблице 5.3
Таблица 5.3 – Результаты проверки сечения воздушной линии
|
Условие проверки |
АС-70 |
АС-185 |
|
по нагреву в нормальном режиме работы |
47,48 |
150,33 |
|
по нагреву в аварийном режиме работы |
94,96 |
300,66 |
|
по допустимой потере напряжения |
0,346 |
1,502 |
|
по условиям короны |
70 |
35 |
5.3 Технико-экономический расчет
выбора рационального напряжения
Для определения технико-экономических показателей наме чается схема внешнего электроснабжения рассматриваемого варианта. Аппаратура и оборудование намечаются ориентировочно исходя из подсчитанной электрической нагрузки предприятия. Затем определяются стоимость оборудования и другие расходы.
Капитальные затраты на сооружение воздуш ных линий определяются по укрупненным показателям стоимости сооружения 1км линии и стоимости оборудования отдельных элементов проектируемой системы электроснабжения (транс форматоров, коммутационной, защитной и измерительной аппаратуры в комплексном исполнении — КТП, КРУ, КСО).
Экономическим критерием, по которому определяют наиболее выгодный вариант, является минимум приведенных затрат.
Основными экономическими показателями электрической сети являются капитальные вложения на ее сооружение, ежегодные эксплуатационные издержки и приведенные годовые затраты.
Приведенные годовые затраты ЗГ, тыс. тг. для каждого из равноценных по надежности вариантов схемы определяются по формуле
, (5.15)
где - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений,;
К - капиталовложения в электрическую сеть, тыс. тг.;
СЭ - ежегодные издержки на эксплуатацию сети, тыс. тг.
Капиталовложения в электрическую сеть К состоят из вложений сооружения ВЛ сети КЛЭП, тыс. тг. и понижающих подстанций КПС, тыс. тг.
(5.16)
, (5.17)
где kуд – удельная стоимость сооружения 1км линии
, (5.18)
где - расчетная стоимость трансформаторов ГПП, тыс. тг.;
- укрупненный показатель стоимости ОРУ, тыс. тг.
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети СЭ состоят из отчислений от капиталовложений на амортизацию СА, тыс. тг. и расходы на потери в линии СП, тыс. тг.
(5.19)
, (5.20)
где СП ЛЭП – потери в ЛЭП, тыс. тг.;
СП ТР – потери в трансформаторе, тыс. тг.
, (5.21)
где с0 - стоимость 1 кВт∙ч электрической энергии, с0=0,97 тг.;
kзл – коэффициент загрузки линии;
Тп – расчетное время потерь, ч
(5.22)
, (5.23)
где - максимальное время работы, ч, ;
- годовое время работы, ч,
Потери в трансформаторах:
Сnтр = (Рxx ·ТГ +Ркз · К2з · Тn) · С0 · n, (5.24)
где Рxx – потери холостого трансформатора, кВт;
Ркз – потери к.з., кВт;
Кз - коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме.
Амортизационные расходы:
Са = СаЛЭП + СаПС; (5.25)
СаЛЭП = 0,03КЛЭП . (5.26)
Cапс = 0,073Кпс. (5.27)
Подстанция 110кВ:
К = 97200000+32010000=129210000 ,
КТР = 14400000· 2=28800000,
СЭ = 110686159,6+ 5252730=115938889,6,
СП = 110220364,2+ 465795,4=110686159,6
Сnтр = (18·8760 +85 · (0,569)2 · 4848,97) · 0,8·2=465795,4 ,
Са = 2916000+2336730=5252730;
СаЛЭП = 0,03·97200000=2916000
Cапс = 0,073·32010000=2336730.
,
Подстанция 35кВ:
К = 77760000+ 17070000=94830000,
КТР = 7290000· 2=14580000,
СЭ = 402633025,9+3578910=406211935,9
СП = 402386576,8+246449,1=402633025,9
Сnтр = (9,25·8760 +46,5· (0,569)2 · 4848,97) · 0,8·2=246449,1
Са = 2332800+1246110=3578910;
СаЛЭП = 0,03·77760000=2332800
Cапс = 0,073·17070000=1246110.
,
Результаты выбора рационального напряжения сведены в таблицу 5.4
Таблица 5.4 – Результаты выбора рационального напряжения
|
Вариант электроснабжения |
Затраты, тг |
||
|
К |
СЭ |
ЗГ |
|
|
Подстанция 110кВ |
129210000 |
115938889,6 |
131444089,6 |
|
Подстанция 35кВ |
94830000 |
406211935,9 |
417591535,9 |
В результате технико-экономических сравнений по выбору рационального напряжения и выбору трансформаторов ГПП можно сделать вывод о том, что напряжение 110 кВ является наиболее экономичным. Следовательно, питание завода осуществляется от подстанции напряжением 110 кВ.