2 Проектирование системы внешнего электроснабжения

Для выбора рациональной системы электроснабжения предприятия необходимо рассмотреть несколько вариантов решения задачи, определить технико-экономические показатели каждого варианта. На основании анализа полученных расчетов дать технико-экономическое обоснование наиболее целесообразного из них [3].

На основании технико-экономических расчетов вариантов в работе выбирается экономически целесообразное сечение питающих линий и рациональное напряжение питающих линий системы внешнего электроснабжения. Для системы внутрицехового электроснабжения достаточно определить технико-экономические показатели одного варианта, рассчитанного по техническим условиям.

По каждому из намеченных вариантов определяются:

- экономические показатели: К – капитальные затраты, С_∑ - ежегодные эксплуатационные расходы, З – годовые расчетные затраты;

- технические показатели: ΔЭ_г – потери электроэнергии; G – расход цветного металла.

2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов гпп

В случае преобладания на проектируемом предприятии потребителей I и II категорий по степени бесперебойности питания для системы внешнего электроснабжения предусматривается сооружение двух линий.

Если на предприятии предполагается соорудить ГПП, то на ней устанавливаются два трансформатора связи с энергосистемой.

Правильный, технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности трансформаторов для главной понизительной подстанции имеет большое значение для рационального построения схемы электроснабжения.

Мощность трансформаторов целесообразно определять с учетом их перегрузочной способности. Перегрузочная способность трансформатора зависит от особенностей суточного графика нагрузок.

Если в исходных данных на проектирование график нагрузки не задается, то выбор мощности трансформаторов допускается производить по расчетной мощности завода с учетом коэффициента загрузки трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах.

Например, по результатам определения расчетных нагрузок (раздел 1) полная расчетная мощность предприятия на сборных шинах 6 (10) кВ S_р^′ равна 20825 кВ∙А.

Намечаем к установке два трансформатора с номинальной мощностью S_т.ном =16000 кВ∙А каждый. Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы равен

. (2.1)

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме (один трансформатор отключен) равен

. (2.2)

В послеаварийном режиме К_з.ав не должен превышать значения 1,4, значит выбранный трансформатор удовлетворяет условию

К_з.ав = 1,3 < 1,4.

Таким образом, устанавливаем на главной понизительной подстанции два трансформатора типа ТДН мощностью 16000 кВ∙А каждый.

2.2 Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения

Исходными данными для определения рационального напряжения системы внешнего электроснабжения являются: передаваемая предприятию расчетная мощность S_р, МВ∙А, или Р, МВт, и расстояние от источника питания ℓ, км.

Для определения величины нестандартного рационального напряжения рекомендуется использовать любую из нижеприведенных формул [2, с. 183]:

- формулу Стилла

, (2.1)

- формулу Никогосова

, (2.2)

- формулу Ларионова

, (2.3)

где Р_ц – расчетная мощность одной цепи, МВт.

Определенные по формулам значения нестандартного напряжения, сравниваются со стандартными значениями, и выбирается одно из них за основное стандартное значение. Такое решение не дает удовлетворительного результата, так как оно не учитывает других факторов, влияющих на величину рационального напряжения, кроме мощности и расстояния.

Далее следует принять одно стандартное напряжение ниже на ступень шкалы по отношению к принятому, а другое – на ступень выше.

Приведем пример выбора вариантов для определения рационального напряжения по известной мощности предприятия Р = 18827 + 416 = 19243 кВт и расстояния L = 10 км по приведенным формулам:

кВ,

кВ,

кВ.

Анализируя полученные результаты, можно сделать вывод, что в качестве стандартного напряжения следует принять напряжение 35 кВ. Далее выбираются стандартные напряжения: одно ниже на ступень шкалы (U₃ = 20 кВ), а другое – выше (U₂= 110 кВ).

В рассматриваемом примере рекомендуется рассмотреть следующие варианты напряжений питающих линий системы внешнего электроснабжения предприятия:

а) вариант1 – электроэнергия передается от подстанции энергосистемы до ГПП предприятия на напряжении 35 кВ;

б) вариант 2 – электроэнергия передается от подстанции энергосистемы до ГПП предприятия на напряжении 110 кВ;

в) вариант 3 – электроэнергия передается от подстанции энергосистемы до ГПП предприятия на напряжении 20кВ.

В систему внешнего электроснабжения включаются питающие линии, выключатели в начале линий со стороны подстанции энергосистем и трансформаторы ГПП с высоковольтными аппаратами, составляющими открытое устройство (ОРУ) подстанции. По каждому из принятых вариантов определяются технико-экономические показатели в соответствии с выбранным электрооборудованием.

2.3 Вариант 1. U = 35 кВ

Передача электроэнергии от подстанции энергосистемы до предприятия осуществляется на напряжении 35 кВ. На ГПП напряжение понижается до 6 или 10 кВ.

Схема питания и исходные данные для расчета варианта приведены на рисунке 2.1.

2.3.1 Выбор выключателей. Выключатели Q1, Q2, установленные на подстанции энергосистемы, в данном курсовой работе рекомендуется выбирать упрощенно по следующим условиям:

U_{В ном} ≥ U_{уст.ном}, I _{В ном} ≥ I_р.max, I_{ном.отк} ≥ I_р.отк.

Рисунок 2.1 – Расчетная схема

Максимальный рабочий ток (расчетный ток послеаварийного режима) определяется из условия, что в послеаврийном режиме одна линия полностью обеспечит нагрузку предприятия, т.е.

А. (2.4)

Чтобы определить ток или мощность отключения выключателя необходимо определить расчетные параметры: начальное действующее значение периодической составляющей тока и мощность КЗ. Согласно расчетной схеме составляется схема замещения для режима трехфазного КЗ, в которую все элементы входят своими индуктивными сопротивлениями, и указывается точка короткого замыкания. Затем определяются параметры схемы замещения в относительных базисных единицах. Для этого принимаются базисные условия:

- за базисную мощность рекомендуется принять мощность системы, которая задана в исходных данных;

- за базисное напряжение принимается среднее напряжение ступени короткого замыкания.

Тогда базисный ток для точки короткого замыкания I_б, А, определяется по формуле

. (2.5)

Например, если задана мощность системы, равная 1000 МВ·А, то эту мощность принимаем за базисную, а для точки К1 в данном варианте базисное напряжение равно 37 кВ тогда определяем по формуле (2.5) базисный ток для точки К1

кА.

Схема замещения для расчета токов КЗ приведена на рисунке 2.2

Рисунок 2.2

Определяются индуктивные сопротивления схемы замещения в относительных базисных единицах по формулам:

- сопротивление системы х*_с при заданном значении х_с =0,6

;

- сопротивления обмоток трансформатора системы х*_т^в, х*_т^с, х*_т^н (при мощности в соответствии с заданием S_т.ном = 40000 кВ·А) и определенных по справочным данным для заданного трансформатора U_к^в-н =17,5%, U_к^в-с =10,5%, U_к^с-н =6,5%:

,

,

.

Суммарное индуктивное сопротивление короткозамкнутой сети до точки К1 равно

х*_К1 = х*_с + х*_т^в + х*_т^с = 0,6 + 2,69 + 0 = 3,29.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ

I_п0, кА определяется по формуле и равно

кА. (2.6)

По полученным результатам расчетов по источнику [7] выбираем в соответствии с условиями (2.4) выключатель типа С-35М-630-10У1 с номинальными параметрами:

U_{В ном} = 35 кВ = U_{уст.ном} = 35 кВ,

I _{В ном} = 630 А > I_р.max =366 А,

I_{ном.отк} = 10 кА > I_р.отк = 4,74 кА.

2.3.2 Определение сечения питающей линии. Питающую линию выполняем двухцепной с одновременной подвеской обеих цепей проводом марки АС.

Первоначально выбирается сечение провода по техническим условиям:

а) по условию допустимого нагрева расчетным током нормального режима работы, который равен

А. (2.7)

По условию допустимого нагрева в нормальном режиме работы линии т.е.

I_доп ≥ I_р (2.8)

по источнику [5] выбираем сечение провода s = 70 мм² с длительно допустимым током I_доп = 265 А. При этом условие (2.8) выполняется, так как I_доп = 265 А > I_р = 183 А.

Проверяем выбранное сечение по условию послеаварийного режима работы (по одной цепи передается полная мощность предприятия) по условию

1,3·I_доп ≥ I_р.max, (2.9)

1,3·265 = 344,5А < I_р.max = 366А,

т.е. условие (2.9) не выполняется, поэтому необходимо проверить следующее сечение s = 95 мм² с длительно допустимым током I_доп =330А, тогда имеем

1,3·330 = 429А > I_р.max = 366А.

В этом случае условие (2.9) выполняется.

Наличие коэффициента 1,3 в условии проверки сечения линии (2.9) обусловлено тем, что допустимая перегрузка воздушных линий возможна на 30% согласно проведенным исследованиям на кафедре ЭПП МЭИ и согласуется с возможной допустимой перегрузкой кабельных линий и трансформаторов;

б) по условию коронирования проводов принимаем минимальное допустимое сечение s_к = 70 мм²;

в) минимальное допустимое сечение по механической прочности для линий напряжением 35 кВ по [5] равно s_к = 70 мм²;

г) по нагреву током короткого замыкания сечение воздушных линий s_т.у не проверяется;

д) по допустимой потере напряжения проверяется наибольшее из выбранных сечений, т.е. s = 95 мм² по условию

(2.10)

где ℓ_доп – допустимая длина линии, на которой теряется 5% напряжения, км;

ℓ_∆U1% - длина линии, на которой теряется 1% напряжения, определяемая по [5], км;

∆U – полная допустимая потеря напряжения, равная 5%.

Для выбранного сечения по [5] имеем ℓ_∆U1% = 1,84 км и I_доп = 330 А, тогда полная допустимая потеря напряжения в соответствии с формулой (2.10), равна

ℓ_доп = 1,84·5·330/183 = 16,5 км > 10 км,

т.е. условие (2.9) выполняется. Таким образом, по всем техническим условиям проходит сечение s = 95 мм².

В соответствии с рекомендациями ПУЭ выбор экономически целесообразного сечения s_эк, мм² должен производиться по экономической плотности тока в зависимости от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки по формуле

, (2.11)

где I_р – расчетный ток, А;

j_эк – нормированное значение экономической плотности тока, определяемая по ПУЭ, А/мм².

Для рассматриваемого варианта по ПУЭ имеем j_эк = 1,1А/мм² при известном значении Т_ма = 3770 ч для неизолированного алюминиевого провода марки АС. По формуле (2.10) определяется экономически целесообразное сечение в соответствии с ПУЭ

мм²,

или стандартное ближайшее большее сечение, равное 185 мм².

Так как данная методика не учитывает стоимость электрической энергии, то выбор экономически целесообразного сечения рекомендуется производить по формуле

З = 0,125·К + С_∑, (2.12)

где З – годовые расчетные затраты на сооружение линии данного сечения, тыс.тенге в год;

0,125 – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений в систему электроснабжения;

К – капитальные затраты на сооружение линии электропередачи выбранного сечения, тыс. тенге; С_∑ − суммарные годовые эксплуатационные расходы линии, тыс.тенге/год.

Определение экономически целесообразного сечения производится на основе технико-экономических расчетов в следующем порядке:

а) принимаются несколько стандартных сечений, равных и больших найденного по техническим условиям, в данном примере принимаются сечения: 95, 120, 150, 185, 240 мм²;

б) находятся для этих сечений ежегодные потери электроэнергии (∆Э_л, тыс. кВт·ч), расход цветного металла (G_ал, т) и годовые расчетные затраты (З, тыс. тенге в год). Исходные данные для выбранных сечений и расчетные величины рекомендуется свести в таблицу 2.1.

Ниже приводится пример расчета технико-экономических показателей для сечения линии 95 мм², который производится в следующем порядке.

Определяется коэффициент загрузки линии по формуле

. (2.13)

Определяются действительные потери активной мощности в линии данного сечения при расчетной токовой нагрузке по формуле

∆Р_л = ∆Р_ном·К_з²·ℓ·n, (2.14)

где ∆Р_ном – потери активной мощности в линии при длительно допустимой токовой нагрузке, кВт/км [5];

ℓ − длина линии, км;

n – число цепей в линии.

Таблица 2.1- Определение технико-экономических показателей питающих линий при различных сечениях провода для выбора экономически целесообразного сечения. U = 35 кВ, I_р = 183 А.

Сечение s, мм^2	Исходные данные для расчета на одну цепь
	Iдоп, А	Кз	Кз^2	∆Рном, кВт/км	g, т/км	сл, тыс. тенге/км	φл, %	ℓ, км	с0,	τ,ч
95	330	0,554	0,3075	134	1,158	2260	2,0	10	2	2199
120	380	0,482	0,2319	140	1,476	2370
150	445	0,4112	0,1691	149	1,851	2500
185	510	0,3588	0,1288	161	2,313	2650
240	610	0,3	0,090	176	2,991	2880

Продолжение таблицы 2.1

Сечение s, мм^2	Расчетные данные на две цепи
	∆Рл, кВт	∆Эл,	Сп.s.л	Са.s.л	С∑s	Кs, тыс. тенге	0,125·Кs	Зs	Gл, т
			тыс. тенге/год				тыс. тенге/год
95	824	1812	3624	452	4076	22600	2825	6901,0	23,16
120	649	1427	2854	474	3328	23700	2962,5	6290,5	29,52
150	504	1108	2216	500	2716	25000	3125	5841,0	37,02
185	415	913	1826	530	2356	26500	3312,5	5668,5	46,26
240	317	697	1394	576	1970	28800	3600	5570,0	59,82

Для сечения 95 мм² имеем: ∆Р_ном = 134 кВт/км по [5], длина линии ( по заданию ) ℓ =10 км и число цепей n = 2. Подставляя известные величины в формулу (2.14), получаем значение действительных потерь мощности в линии

∆Р_л = 134·0,3075·10·2 = 824 кВт.

Действительные ежегодные потери электроэнергии ∆Э_л, тыс.кВт·ч/год в линии определяются по формуле

∆Э_л = ∆Р_л· τ_м, (2.15)

где τ_м – число часов использования максимальных потерь, ч.

Число часов использования максимальных потерь τ_м зависит от числа часов использования максимума активной нагрузки Т_м.а и коэффициента мощности нагрузки. Его приближенное значение при cosφ = 0,8 можно определить по формуле

. (2.16)

Если применяется искусственная компенсация реактивной мощности, то τ_м рекомендуется определять по таблице источника [4, с. 80].

Подставляя значение Т_м.а в формулу (2.16), получаем значение τ_м

ч,

а по таблице источника [4] значение τ_м = 2500 ч, при наличии искусственной компенсации реактивной мощности на предприятии (при соsφ = =1).

Полагая стоимость расходов на содержание персонала и ремонт одинаковой при всех сечениях линии, определяются ежегодные эксплуатационные расходы из выражения

С_∑s= С_п.s.л + С_а.s.л, (2.17)

где С_п.s.л – стоимость потерь электроэнергии в линии каждого сечения, тыс. тенге;

С_а.s.л – стоимость амортизационных отчислений на линии, тыс. тенге/год.

Стоимость потерь электроэнергии в линии данного сечения определяется по формуле

С_п.s.л = ∆Э_л·с₀, (2.18)

где с₀ – стоимость электроэнергии, задаваемая в исходных данных на проектирование, тенге/кВт·ч.

При заданном значении с₀ = 2 тенге/кВт·ч стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линии в соответствии с формулой (2.18) равна

С_п.s.л = 1812·2 = 3624 тыс.тенге/год.

Стоимость амортизационных отчислений определяется по формуле

С_а.s.л = φ_л·К_s, (2.19)

где φ_л – ежегодные амортизационные отчисления для линии, % (для воздушных линий напряжением 35 кВ φ_л = 2,0%);

К_s – капитальные затраты на линию данного сечения, тыс.тенге.

Капитальные затраты на две одноцепных линии (n = 2) данного сечения определяются по формуле

К_s = с_л·ℓ·n, (2.20)

где с_л – стоимость одного километра воздушной одноцепной линии марки АС-95 на типовых железобетонных опорах, тыс.тенге/км.

Для двухцепной линии с одновременной подвеской двух цепей на опорах формула для определения капитальных затрат принимает вид

К_s = с_л·ℓ. (2.21)

Так как в примере принята к установке одна двухцепная линия, то для расчета применяется формула (2.21) и тогда капитальные затраты на сооружение линии сечением 95 мм² равны

К_s = 2260·10 = 22600 тыс.тенге.

В соответствии с формулой (2.19) амортизационные отчисления в линию равны

С_а.s.л = 0,02·22600 = 452 тыс. тенге/год.

Ежегодные эксплуатационные расходы в соответствии с формулой (2.17) составляют

С_∑s = 3624 + 452 = 4076 тыс.тенге/год.

Годовые расчетные затраты З_s по формуле (2.9) равны

З_s = 0,125·К_s + С_∑s = 0,125·22600 + 4076 = 6910 тыс.тенге/год.

Расход цветного металла (алюминия) определяется по формуле

G_л = g·ℓ·n, (2.22)

где g – вес одного километра провода, т/км (для рассчитываемого сечения 95 мм² g = 1,158 т/км).

Подставляя известные величины в формулу (2.22), имеем

G_л = 1,158·10·2 =23,16 т.

Определение величин ∆Э_л,_, G_л, З_s по остальным рассматриваемым сечениям производится аналогично и приводится в таблице 2.1.

Анализируя величины годовых расчетных затрат для рассматриваемых сечений по результатам таблицы 2.1, можно сделать вывод, что сечение 240 мм² имеет минимальные годовые расчетные затраты. Поскольку критерием экономичности выбираемого сечения является минимум приведенных годовых расчетных затрат, то следует принять экономически целесообразное сечение линии в данном варианте равное s_эк = 240 мм². Однако разница между затратами для сечений 240 и 185 мм² составляет менее 5 %, поэтому, учитывая более лучшие технические показатели (коэффициент загрузки и расход цветного металла) у варианта с сечением линии 185 мм², окончательно принимаем это сечение, т.е. 185 мм².

2.3.3 Технико-экономические показатели питающих линий. ТЭП питающих линий включают в себя, кроме затрат на сооружение воздушной ЛЭП и затраты на выключатели Q1 и Q2, установленные на подстанции энергосистемы в открытом распределительном устройстве ( ОРУ).

Капитальные затраты на выключатели К_в равны стоимости двух ячеек с выключателями С-35, устанавливаемых ОРУ-35 с двумя системами шин на металлоконструкциях, т.е.

К_в = 2·с_в =2·1742 = 3484 тыс.тенге. (2.23)

Стоимость одной ячейки равна произведению стоимости ее по источнику [5] (8,71 тыс.руб.) на переводной коэффициент, приведенный в задании (например, К = 200), т.е.

с_в = 8,71·200 = 1742 тыс.тенге.

Стоимость сооружения двух питающих линий, выполненных проводом марки АС сечением 185 мм² на типовых железобетонных опорах принимается из таблицы 2.1, которая равна К_s = 26500 тыс.тенге.

Суммарные капитальные затраты питающей линии первого варианта равны

К_л1 = К_в + К_s = 3484 + 26500 = 29984 тыс.тенге. (2.24)

Ежегодные эксплуатационные расходы С_∑л1, тыс.тенге складываются из стоимости расходуемой на потери в линии электроэнергии, стоимости амортизационных отчислений на линии и ячейки с выключателями

С_∑л1 = С_п.s.л + С_а.s.л + С_а.в = С_∑s + С_а.в. (2.25)

Амортизационные отчисления на выключатели определяются по формуле

С_а.в = φ_в· К_в = 0,044· 3484 = 153,3 тыс.тенге/год. (2.26)

В формуле (2.26) норма амортизационных отчислений для электрооборудования φ_в принята равной 4,4%.

По формуле (2.25) определяются ежегодные эксплуатационные расходы питающих линий

С_∑л1 = 2356 + 153,3 =2509,3 тыс.тенге.

Годовые расчетные затраты на питающие линии равны

З_л1 = 0,125· К_л1 + С_∑л1 = 0,125·29984 + 2509,3 = 6257,3 тыс.тенге. (2.27)

Потери электроэнергии в питающих линиях из таблицы 2.1 для выбранного сечения равны

∆Э_л = 913 тыс. кВт·ч/год

и расход цветного металла равен

G_л = 46,26 т.

2.3.4 Технико-экономические показатели ГПП -35 кВ. Стоимость каждого из трансформаторов, установленных на ГПП, мощностью ТДН-16000/35 при наружной установке с_т в тыс. тенге, определяется умножением справочной стоимости с_т.спр в тыс. рублях, принятой по источнику [2], на переводной коэффициент (К = 200)

с_т = с_т.спр· К = 37·200 = 7400 тыс. тенге.

Стоимость двух вводов с разъединителями, отделителями и короткозамыкателями, установленными в ОРУ-35 на железобетонных конструкциях, определяется аналогично, т.е

с_ору = с_{ору.спр}· К = 2,92· 200 = 584 тыс.тенге.

Капитальные затраты на установку трансформаторов ГПП и аппаратов ОРУ-35 определяются соответственно:

К_т = 2· 7400 = 14800 тыс.тенге,

К_ору = 2· 584 = 1168 тыс.тенге.

Суммарные капитальные затраты на сооружение ГПП напряжением 35 кВ составляют

К_ГПП1 = К_т + К_ору = 14800 + 1168 = 15968 тыс.тенге. (2.28)

Ежегодные эксплуатационные расходы С_∑ГПП1, тыс.тенге/год складываются из стоимости электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторах (С_п.т), и стоимости амортизационных отчислений на трансформаторы (С_а.т) и вводы с аппаратами ОРУ-35 (С_а.ОРУ)

С_∑ГПП1 = С_п.т + С_а.т + С_а.ОРУ. (2.29)

Приведенные потери активной мощности в трансформаторе во время холостого хода ∆Р^′_хх, кВт определяются по формуле

, (2.30)

где ∆Р_хх – номинальные потери активной мощности во время холостого хода трансформатора, определяемые по справочным данным для выбранного трансформатора [2], кВт;

∆Q_хх − номинальные потери реактивной мощности во время холостого хода трансформатора, квар;

к_и.п – коэффициент изменения потерь, задаваемый энергосистемой, кВт/квар;

I_хх – ток холостого хода трансформатора, определяемый по справочным данным [2], в процентах;

S_т.ном – номинальная мощность выбранного трансформатора, кВ·А.

Приведенные потери активной мощности в меди трансформатора ( потери короткого замыкания) ∆Р′_кз, кВт определяются по формуле

(2.31)

где ∆Р_кз – номинальные потери активной мощности при коротком замыкании в трансформаторе, определяемые по справочным данным [5], кВт;

∆Q_кз – номинальные потери реактивной мощности при коротком замыкании, квар;

U_кз – напряжение короткого замыкания, определяемое по справочным данным [5], в процентах.

Для выбранного трансформатора из источника [5] имеем: ∆Р_хх = 21 кВт,

I_хх = 0,75% , ∆Р_кз = 90 кВт, U_кз = 8 %.

Если коэффициент изменения потерь не задан энергосистемой, то в соответствии с рекомендациями источника [2, с. 359] его можно принять равным к_и.п = 0,07 кВт/квар.

Подставляя известные величины в формулы (2.29) и (2.30), определяем приведенные потери мощности в одном трансформаторе при холостом ходе и при коротком замыкании соответственно:

кВт,

кВт.

Ежегодные потери электроэнергии в двух трансформаторах ГПП определяются по формуле

∆Э_т = (∆Р^′_хх·Т_г + К²_з·∆Р′_кз· τ) ·n (2.32)

где Т_г – годовой фонд времени ч;

К_з – коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы ( в примере К_з = 0,65);

n – количество трансформаторов (n = 2).

Подставляя известные величины в формулу (2.32), вычисляем значение ежегодных потерь электроэнергии в двух трансформаторах

∆Э_т = (29,4·8760 + 0,65²·179,6· 2199) · 2 = 849 тыс. кВт·ч.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяется по формуле и равна

С_п.т = ∆Э_т· с₀ = 849·2 =1698 тыс.тенге/год. (2.33)

Стоимость амортизационных отчислений на трансформаторы и ячейки ввода ОРУ-35 составляет

С_а.т + С_а.ОРУ = φ_об· К_ГПП1 = 0,044·15968 = 702,6 тыс.тенге/год. (2.34)

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы на ГПП в соответствии с формулой (2.29) равны

С_∑ГПП1 = 1698 + 702,6 = 2400,6 тыс.тенге/год.

Годовые расчетные затраты на сооружение ГПП-35 кВ определяются по формуле и составляют

З_ГПП1 = 0,125· К_ГПП1 + С_∑ГПП1 = (2.35)

= 0,125·15968 + 2400,6 = 4396,6тыс.тенге/год.

Потери электроэнергии в двух трансформаторах ГПП в соответствии с расчетами равны ∆Э_т = 849 тыс. кВт·ч.

2.4 Второй вариант. U = 110 кВ

Схема питания и исходные данные приведены на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 – Схема питания

Расчетные формулы и таблица, применяемые в данном варианте, аналогичны приведенным в первом варианте. Расчет производится в том же порядке.

2.4.1 Выбор выключателей Q1 и Q2. Расчетные условия следующие:

а) U_у.ном = 110 кВ;

б) А;

в) А;

г) кА.

Схема замещения для определения токов КЗ в точке К1 приведена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 - Схема замещения

Результирующее индуктивное сопротивление до точки К1согласно схемы замещения равно индуктивному сопротивлению системы в относительных базисных единицах х_с = 0,6. Тогда начальное значение периодической составляющей тока КЗ в указанной точке в соответствии с формулой (2.6) равно

кА.

По условиям (2.4) из источника [7] выбираем выключатель типа МКП-110М-630-20У1. Он устанавливается в ОРУ-110 кВ на подстанции энергосистемы.

Выбранный выключатель удовлетворяет условиям выбора (2.4), так как

U_{В ном} = 110 кВ = U_{уст.ном} = 110 кВ;

I _{В ном} = 630 А > I_р.max =116 А;

I_{ном.отк} = 20 кА > I_р.отк = 8,4 кА.

2.4.2 Определение сечения питающей линии производится по той же методике, что была использована в первом варианте. Двухцепную питающую линию предполагается выполнить проводом марки АС на железобетонных опорах с одновременной подвеской на них обеих цепей.

Выбирается сечение провода по техническим условиям:

а) по нагреву рабочим током нормального режима и в послеаврийном режиме выбираем сечение провода s = 70 мм² с допустимым током I_доп = 265 А, так как выполняются условия (2.8) и (2.9)

I_доп = 265 А > I_р = 58А и 1,3·265 = 344,5А > I_р.max = 116А;

б) по условию коронирования проводов принимаем минимальное допустимое сечение s_к = 70 мм²;

в) минимальное допустимое сечение по механической прочности для линий напряжением 110 кВ по [5] равно s_к = 70 мм²;

г) по нагреву током короткого замыкания сечение воздушных линий s_т.у не проверяется;

д) по допустимой потере напряжения проверяем сечение 70 мм², для которого по [5] имеем ℓ_∆U1% = 5,17 км и I_доп = 265 А, тогда полная допустимая потеря напряжения в соответствии с формулой (2.10), равна

ℓ_доп = 5,17·5·265/58 = 118 км >> 10 км,

т.е. условие (2.10) выполняется. Таким образом, по всем техническим условиям проходит сечение s = 70 мм².

В соответствии с рекомендациями ПУЭ экономически целесообразное сечение в данном варианте s_эк, мм² равно

мм²,

принимаем стандартное большее ближайшее сечение, т.е. s_эк = 70 мм².

Далее принимаются несколько сечений, начиная с выбранного по техническим условиям, для каждого из которых определяются технико-экономические показатели по формулам (2.13 – 2.22).

Выбор экономически целесообразного сечения приведен в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Определение ТЭП для выбора экономически целесообразного сечения второго варианта. U = 110 кВ, I_р = 58 А

Сечение s, мм^2	Исходные данные для расчета на одну цепь
	Iдоп, А	Кз	Кз^2	∆Рном, кВт/км	g, т/км	сл, тыс. тенге/км	φл, %	ℓ, км	с0,	τ,ч
70	265	0,2187	0,0479	125	0,825	2700	2,0	10	2	2199
95	330	0,1758	0,0309	134	1,158	2790
120	380	0,1526	0,0233	140	1,476	2910

Продолжение таблицы 2.2

Сечение s, мм^2	Расчетные данные на две цепи
	∆Рл, кВт	∆Эл,	Сп.s.л	Са.s.л	С∑s	Кs, тыс. тенге	0,125·Кs	Зs	Gл, т
			тыс. тенге/год				тыс. тенге/год
70	120	263,88	528	540	1068	27000	3375,0	4443,0	16,05
95	83	182,52	365	558	923	27900	3487,5	4311,5	23,16
120	66	143,5	287	528	869	29100	3637,5	4506,5	29,52

Из таблицы видно, что меньшие годовые расчетные затраты имеет сечение провода 95 мм², поэтому это сечение принимается для воздушной ЛЭП-110 кВ.

2.4.3 Питающие линии. Технико-экономические показатели питающих линий определяются по формулам (2.23 – 2.27), приведенным в подразделе 2.3.

Стоимость одной ячейки с выключателем МКП-110 равна произведению стоимости ее по источнику [5] (19,35 тыс.руб.) на переводной коэффициент, приведенный в задании (например, К = 200), т.е.

с_в = 19,35·200 = 3870 тыс.тенге.

Капитальные затраты на выключатели К_в равны стоимости двух ячеек с выключателями МКП-110, устанавливаемых в ОРУ-110 кВ с двумя системами шин на железобетонных конструкциях, т.е.

К_в = 2·с_в = 2·3870 = 7740 тыс.тенге.

Стоимость сооружения двух питающих линий, выполненных проводом марки АС сечением 95 мм² на типовых железобетонных опорах принимается из таблицы 2.2, которая равна К_s = 27900 тыс.тенге, а суммарные ежегодные эксплуатационные расходы на выбранное сечение С_∑s = 923 тыс.тенге.

Суммарные капитальные затраты питающей линии второго варианта равны

К_л2 = К_в + К_s = 7740 + 27900 = 35640 тыс.тенге.

Амортизационные отчисления на выключатели в соответствии с формулой (2.26) равны

С_а.в = φ_в· К_в = 0,044· 7740 =340,6 тыс.тенге/год.

По формуле (2.25) определяются суммарные ежегодные эксплуатационные расходы питающих линий

С_∑л2 = 923 + 340,6 =1263,6 тыс.тенге.

Годовые расчетные затраты на питающие линии равны

З_л2 = 0,125· К_л1 + С_∑л1 = 0,125·35640 + 1263,6 = 5719 тыс.тенге.

Потери электроэнергии в питающих линиях из таблицы 2.2 для выбранного сечения равны ∆Э_л = 183 тыс. кВт·ч/год и расход цветного металла равен G_л = 23,16 т.

2.4.4 Технико-экономические показатели ГПП -110 кВ. Стоимость каждого из трансформаторов, установленных на ГПП, мощностью ТДН-16000/110 при наружной установке с_т в тыс. тенге определяется умножением справочной стоимости с_т.спр в тыс. рублях, принятой по источнику [5], на переводной коэффициент (К = 200)

с_т = с_т.спр· К = 53·200 = 10600 тыс. тенге.

Стоимость двух вводов с разъединителями, отделителями и короткозамыкателями, установленными в ОРУ-110 кВ с одной системой шин на железобетонных конструкциях, определяется аналогично, т.е

с_ору = с_{ору.спр}· К = 4,76· 200 = 952 тыс.тенге.

Капитальные затраты на установку трансформаторов ГПП и аппаратов ОРУ-110 кВ равны соответственно:

К_т = 2· 10600 = 21200 тыс.тенге,

К_ору = 2· 952 = 1904 тыс.тенге.

Суммарные капитальные затраты на сооружение ГПП-110 кВ в соответствии с формулой (2.28) составляют

К_ГПП2 = К_т + К_ору = 21200 + 1904 = 23104 тыс.тенге.

Для выбранного трансформатора из источника [5] имеем: ∆Р_хх = 26 кВт,

I_хх = 0,85% , ∆Р_кз = 85 кВт, U_кз = 10,5 %.

Значение коэффициента изменения потерь принимается также равным,

к_и.п = 0,07 кВт/квар.

Подставляя известные величины в формулы (2.30) и (2.31), определяем приведенные потери мощности в одном трансформаторе при холостом ходе и при коротком замыкании соответственно:

кВт,

кВт.

Подставляя известные величины в формулу (2.32), вычисляем значение ежегодных потерь электроэнергии в двух трансформаторах

∆Э_т = (35,52·8760 + 0,65²·202,6· 2199) · 2 =999 тыс. кВт·ч.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяется по формуле (2.33) и равна

С_п.т = ∆Э_т· с₀ = 999·2 =1998 тыс.тенге/год.

Стоимость амортизационных отчислений на трансформаторы и ячейки ввода ОРУ-110 составляет

С_а.т + С_а.ОРУ = φ_об· К_ГПП2 = 0,044·23104 = 1016,6 тыс.тенге/год.

Суммарные ежегодные эксплуатационные расходы на ГПП в соответствии с формулой (2.29 ) равны

С_∑ГПП2 = 1999 + 1016,6 = 3015,6 тыс.тенге/год.

Годовые расчетные затраты на сооружение ГПП-110 кВ определяются по формуле (2.35) и составляют

З_ГПП2 = 0,125· К_ГПП2 + С_∑ГПП2 =

= 0,125·23104 + 3015,6 = 5903,6тыс.тенге/год.

Потери электроэнергии в двух трансформаторах ГПП в соответствии с расчетами равны ∆Э_т = 999 тыс. кВт·ч.

2.5 Третий вариант. U = 20 кВ

Схема питания и исходные данные для расчета приведены на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5

Как видно из рисунка 2.5 приведенная схема аналогична схеме, приведенной на рисунке 2.1, но здесь нет ГПП и передаваемая по питающей линии мощность другая. В данном варианте электроэнергия от подстанции энергосистемы передается на напряжении 20 кВ и распределяется по территории предприятия на том же напряжении, поэтому установка ГПП не предусматривается.

2.5.1 Выключатели Q1,Q2. Для расчета токов КЗ схема замещения соответствует схеме рисунка 2.2. Результирующее индуктивное сопротивление до точки К1равно

х*_К1 = х*_с + х*_т^в + х*_т^с = 0,6 + 2,69 = 3,29.

Базисный ток, определяемый по формуле (2.5), при принятом базисном напряжении 20 кВ равен

кА.

Значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1 в соответствии с формулой (2.6) равно

кА.

Расчетный ток нормального и послеаварийного режимов работы равны соответственно:

А,

А

Выбираем (условный) выключатель ВМП-20, удовлетворяющий условиям выбора (2.4):

U_{В ном} = 20 кВ = U_{уст.ном} = 20 кВ;

I _{В ном} = 630 А > I_р.max =602 А;

I_{ном.отк} = 20 кА > I_р.отк = 8,8 кА.

Стоимость ячейки этого выключателя примем на 20% больше, чем выключателя типа ВМП-10, т.е. с_В = 2,75 тыс.руб.·1,2·200 = 660 тыс.тенге.

2.5.2 Определение сечения питающей линии. Определение сечения питающей линии производится по той же методике, что была использована в первом варианте. Две одноцепных питающих линий предполагается выполнить проводом марки АС на железобетонных опорах.

Выбирается сечение провода по техническим условиям:

а) по нагреву рабочим током нормального режима выбираем сечение провода s = 150 мм² с длительно допустимым током I_доп = 445 А, так как выполняется условие (2.8)

I_доп = 445 А > I_р = 301А

Проверяем выбранное сечение по условию послеаварийного режима (2.9)

1,3·445 = 578,5А < I_р.max = 602А

.Условие не выполняется, а больших сечений линий на данное напряжение нет, поэтому этот вариант для системы внешнего электроснабжения не проходит по техническим условиям.