При решении задачи о рациональном напряжении в общем случае следует предварительно определить нестандартн

Работа добавлена на сайт samzan.net:

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 зависимости 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 намечается 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 воздушных линий определяются по укрупненным показателям стоимости сооружения 1км линии и стоимости оборудования отдельных элементов проектируемой системы электроснабжения (трансформаторов, 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.

1. Административно-правовые аспекты деятельности исполнительной власти и органов местного самоуправления
2. гуманитарная академия Исторический факультет Конспект подготовительной части урока
3. первообразная для функции то выражение вида где C произвольное число также является первообразной дл
4. TYPHOID MRY Mry Mllon 18691938 ws n Irish immigrnt who ws the first known helthy crrier of typhoid in the US.
5. Баркомплект5 1
6. Конспекты лекций по химии комплексных соединений
7. Детские страхи и способы их коррекции у детей дошкольного возраста
8. Автоматизация расчета начислений заработной платы в строительном управлении N 151.html
9. Обгрунтування товарного портфелю торговельного підприємства ЗАТ Вентиляційні системи
10. 9 реферат дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук
11. Дополнительно в динамическом режиме операция КОМПРЕССОР
12. Экспериментальные исследования диэлектрических свойств материалов
13. практикуму з дисципліни
14. темах 2 курс гр2ПКС1 2ПКС2 1
15. Лист документа Подпись Дата
16. Постоянные и временные нагрузки распределяются не одинаково между балками и пролетными строениями
17. нибудь определённую историческую эпоху; также история какойлибо одной войны или даже отдельной кампании
18. Царевич, не помнящий зла
19. ГИПОТАЛАМУС Гипоталамус образует нижние отделы промежуточного мозга и участвует в образовании дна 3 желуд
20. Доклад- Московская культура XIV-XV веков

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе