Документ: Проект сети вновь электрифицируемого района, страницы 6-10

==44,57= 44,57МВА-3= SA-5- S5=44,57-17=27,57 МВА

Рассчитываем сечение проводов линии по формуле:

Fi,j= , мм2;

FA-1==98,96 мм2;

Расчет проводов сводим в таблицу №6

Таблица № 6

№п/п	линия	Si,j, кВ	Uном. кВ	Jэк	Fi,j мм2	Fст мм2	Марка
1	А-1	19860	116	1	98,96	120	АС-120/19
2	1-2	3860	116	1	19,23	70	АС-70/11
3	2-А	20140	116	1	100	120	АС-120/19
4	А-4	4000	1,3	46,19	50	АС-50/8
5	А-3	20350	116	1	101,4	120	АС-120/19
6	3-5	-770	116	1	3,83	70	АС-70/11
7	5-А	21230	116	1	105,79	120	АС-120/19

Произведем проверку выбранных проводов на корону и допустимую нагрузку. Расчет аналогичен расчету радиальных линий. Для данного варианта ВЛ-110 кВ выбираем опоры типа ПБ-110 с одноцепным расположением проводов.

Dср==5,07 м;

E== 19,14 кВ/см;

Eо.к.= 30,3= 34,61 кВ/см;

31,15кВ/см.

Провод АС-120/19 по условию коронирования проходит.

Проверим выбранные провода смешанной схемы по допустимой нагрузке:

Iр=;

где: Sp- расчетная нагрузка, кВ;

Uном - напряжение линии электропередачи, кВ.

n- число цепей линии.

Условие: IpI доп.

Iр1==188,39 А;

Для АС-240/32 Iдоп=605 А; 188,39 условие выполняется.

Аналогично для остальных участков кольцевых цепей.

Результат проверки проводов кольцевой схемы на коронирование и допустимую нагрузку сводим в таблицу №7.

Таблица №7

линия	Si,j, кВ∙А	Uном. кВ	Марка	r, см	Е кВ/см	0,9Ео.к кВ/см	Ip,A	Iдоп,А
А-1	37850	116	АС-240/32	0,76	14,1	29,9	188,39	605
1-2	15850	116	АС-120/19	0,57	18,9	31,2	78,89	390
2-3	-2150	116	АС-70/11	0,76	24,2	32,4	10,70	265
3-5	27570	116	АС-150/19	0,48	17,4	30,8	137,22	450
А-5	44570	116	АС-240/32	0,76	14,1	29,9	221,83	605
А-4	5000	34,34	АС-50/8	0,57	14,1	29,9	24,89	210

Из таблицы видно, что данные марки проводов ВЛ соответствуют условиям проверки и выбраны правильно.

2.3 Расчет параметров схемы замещения ВЛ

Расчет производим по следующим формулам:

удельное активное сопротивление линии

;

Где Р0=31,5 Ом;

активное сопротивление линии: ri,j=L i,j

- удельное индуктивное сопротивление линии

X0=0,1445+

где Dср- среднегеометрическое расстояние между проводами, м:

для ВЛ-35 кВ Dср=4,08 м;

для ВЛ-116 кВ двухцепные Dср=7,3 м;

для ВЛ-116 кВ одноцепные Dср=5,07 м;

Rэкв- эквивалентный радиус провода, м;

n- число проводов в фазе,

при n=1 Rэкв=Rп, где Rп- радиус провода, м;

индуктивное сопротивление линии:

xi,j=L i,j;

- удельная емкостная проводимость линии:

b0=;

- емкостная проводимость линии: bi,j=L i,j;

а. Радиальная сеть:

Расчет параметров схемы замещения для А-1

= 0,45 Ом/км; rA-1= 0,45= 24,23 Ом;

При двухцепной линии сопротивление делится на 2;

X0=0,1445+;

xА-1=;

b0=;-

bА-1= См;

Для ВЛ 35 кВ радиальной сети А-4:

= 0,63 Ом/км; rA-4= 0,63= 18,9 Ом;

X0=0,1445+;

xА-4=;

b0=;

bА-1= См;

Результаты расчетов сводим в таблицу №8.

Таблица№8

Линия	Марка	L, км	Сопротивление проводов				проводимость
			r0, Ом/км	rл, Ом	х0, Ом/км	хл,Ом	b0, мкСм/км	bл ,См
А-1	АС-70/11	53,85	0,22	23,69	0,23	24,77	2,44	131,39
А-2	АС-70/11	70,71	0,22	31,11	0,23	32,53	2,44	172,53
А-3	АС-70/11	72,80	0,22	32,03	0,23	33,49	2,44	177,63
А-4	АС-50/8	30,00	0,63	18,90	0,594	17,82	1,89	56,70
А-5	АС-70/11	72,11	0,22	31,73	0,23	33,17	2,44	175,95

б. Расчет параметров схемы замещения для смешанной сети:

Для участка сети А-1:

= 0,13 Ом/км;

X0=0,1445+;

b0=;

Результаты расчетов сводим в таблицу № 9.

Таблица №9

Л-я	марка	L, км	Сопротивление				проводимость
			r0, Ом/км	rл, Ом	х0, Ом/км	хл,Ом	b0, мкСм/км	bл ,См
А-1	АС-240/32	53,85	0,13	7,00	0,548	29,51	2,06	110,93
1-2	АС-120/19	22,36	0,26	5,81	0,568	12,70	1,95	43,60
2-3	АС-70/11	36,06	0,45	16,23	0,586	21,13	1,91	68,87
3-5	АС-150/19	22,36	0,21	4,70	0,556	12,43	2,01	44,94
А-5	АС-240/32	64,03	0,13	8,32	0,548	35,09	2,06	131,90
А-4	АС-50/8	30	0,63	18,90	0,594	17,82	1,89	56,70

2.4 Технико-экономическое сопоставление вариантов

Для окончательного выбора варианта проектируемой сети необходимо произвести сравнение двух наиболее приемлемых вариантов сети на основе технико-экономических расчетов.

При сооружении всей сети в течении одного года приведенные затраты для каждого варианта без учета ущерба от ненадежности и не качественного электроснабжения.

Згi=Кi(E+Ha)+Игi;

где Кi- капиталовложения в i варианте, руб;

Е- норма дисконта, % (У=12,5%),

На- норма амортизационных отчислений, % (На=2,5%),

Игi- ежегодные издержки без учета амортизации I варианте.

К=

где Кo,i- усредненная стоимость одного км линии, руб,

Li- длина линии , км,

n- число линий в сети.

K2014= DК1985

где D поправочный коэффициент D=100;

Иг=Ио+Иэ;

где Ио - обслуживание (Ио=2,5%);

Иэ- стоимость потерь электроэнергии , руб.

Иэ=;

где b- стоимость 1 кВт потерь электроэнергии, (b=1,5 руб/кВт);

rл ;

28760;

а. Радиальная сеть:

Для двухцепной линии железобетонные опоры, провод АС-70/11 в первом районе по гололеду:

Ко1985=21,6 тыс.руб/км;

К2014=100 руб/км;

Для одноцепной линии 35 кВ, провода АС-50/8 в первом районе по гололеду:

Ко,1985=9,4 тыс.руб/км ;

К 2014=9400100=940000 руб/км

КА = (53,85+70,71+72,80+72,11)+ 940000= 610255,2 тыс.руб ;

ИО,А=0,025= 15256,4 тыс. руб;

28760=5578 ч;

;

Таблица № 10.

№п/п

линия

Si,j, МВ∙А

rл, Ом

Тнб, ч

, кВт

, ч

1

А-1

22

23,69

6683

704,34

5498

2

А-2

18

31,11

6783

924,86

6724

3

А-3

28

32,03

5783

952,20

4320

4

А-4

2,5

18,90

3000

561,83

2661

5

А-5

17

31,73

5606

943,17

5191

ЗГ,А=610255,2 + 22307,15= 102521,75 тыс. руб.

б. Расчет смешанной сети:

Значение К1985 для одноцепной линии 110 кВ на железобетонных опорах в первом районе по гололеду :

Таблица №11.

Л-я	Марка	Кo,i1985,тыс. руб/км	Кo,i 2014, тыс. руб/км	L, км	K, тыс.руб	∆Рнб, кВт	Si,j, кВ∙А	rл, Ом	Тнб, ч	, ч
А-1	АС-240/32	15,6	1560	53,85	84006	704,34	37850	16,38	480,1	6585
1-2	АС-120/19	14,5	1450	22,36	32422	924,86	15850	12,73	14,095	6724
2-3	АС-70/11	15,6	1560	36,06	56253,6	952,20	-2150	13,9	419	5638
3-5	АС-150/19	9,4	940	22,36	21018,4	561,83	27570	20,16	218	2661
А-5	АС-240/32	15,6	1560	64,03	99886,8	943,17	44570	14,04	432	5406
А-4	АС-50/8	14,5	1450	30	43500	704,34	5000	10,03	0,441	5406

Ио=0,025 тыс.руб;

Иэ=11246 тыс.руб;

Иг= +11246=22939,5 ;

Зг б=0,15+22939,5 =93100,95 тыс.руб;

Сравниваем варианты:

;

Как видим из результатов подсчета, смешанная сеть экономически выгодней радиальной на 9,1%.

Для данного проекта выбираем вариант со смешанной схемой электроснабжения района.

3. Выбор трансформаторов, схемы их замещения

Исходя из категорий потребителей выбираем на подстанциях 1,2,3,5 потребителей по 2 трансформатора, так как потребители 1-2 категорий. На подстанции 4 потребителя выбираем один трансформатор, так как потребитель 3 категории.

Определим тип и номинальную мощность возможных вариантов трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в номинальном режиме работы и допустимой перегрузки в послеаварийном режиме.

Условия:

- для однотрансформаторной подстанции:

Sном.т Sн.мах,

- для двухтрансформаторной подстанции в номинальном режиме работы :

2Sном.т Sн.мах,

в режиме послеаварийной перегрузки -

Sном.т Sн.мах,

где Кп-1,4.

№1. Sн.мах1=22000 кВА;

. ТРДН-25000/110;

25000=5000022000 кВА;

,425000=35000 кВА22000 кВА;

2. ТРДН-32000/110

32000=6400022000 кВА;

,42000=44800 кВА22000 кВА;

№2. Sн.мах2=18000 кВА;

. ТДН-16000/110

16000=3200018000 кВА;

,416000=22400 кВА18000 кВА;

. ТРДН-25000/110;

25000=5000018000 кВА;

,425000=35000 кВА18000 кВА;

№3. Sн.мах3=28000 кВА;

. ТРДН-32000/110

32000=6400028000 кВА;

,42000=44800 кВА28000 кВА;

. ТРДН-25000/110;

25000=5000028000 кВА;

,425000=35000 кВА28000 кВА;

№4. Sн.мах4=2500 кВА;

. ТМН-4000/35;

2500 кВА;

. ТМН-6300/35

63002500 кВА;

№5. Sн.мах5=17000 кВА;

. ТДН-16000/110

16000=3200017000 кВА;

,416000=22400 кВА17000 кВА;

. ТРДН-25000/110;

25000=5000017000 кВА;

,425000=35000 кВА7000 кВА;

3.1 Технико-экономическое сопоставление вариантов

Проведем технико-экономическое сравнение вариантов выбранных трансформаторов и выберем один из них на каждой подстанции.

Технико-экономическое сравнение трансформаторов производится по приведенным затратам:

Згi=Кi(E+Ha)+Иэi;

где Кi- капитальные затраты на сооружение трансформаторов, включающие заводскую стоимость, транспортные издержки, затраты на установку трансформаторов и пр, руб;

Е- норма дисконта, % (У=12,5%),

На- норма амортизационных отчислений, % (На=2,5%),

Иэi- стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.

Иэi=;

где n- количество параллельно работающих трансформаторов;

Pхх-потери холостого хода трансформатора, кВт;

Ркз-потери короткого замыкания трансформатора, кВт;

b- стоимость 1 кВт потерь электроэнергии, (b=1,5 руб/кВт);

;

Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице № 12

Тип	Uк,%			Ixx,%	К1985, тыс.руб
ТДН-16000/ 110/10	10,5	85	21	0,85	48
ТРДН-25000/ 110/10	10,5	120	29	0,80	65,5
ТРДН-32000/ 110/10	10,5	145	35	0,75	76
ТМН-4000/ 35/10	7,5	33,5	6,7	1	31
ТМН-6300/ 35/10	7,5	46,5	9,2	0,9	33

1. №1; n=2, нб=6585 ч, Sнб=22000 кВА;

а. ТРДН-25000/110/10;

Иэа=;

Ктб2014=65,5 тыс.руб;

Згб=0,15 тыс.руб;

б. ТДН-32000/110/10;

Иэб=;

Кта2014=76 тыс.руб;

Зга=0,15тыс.руб;

Сравниваем:

;

Выбираем для первой подстанции: 2 трансформатора ТРДН-25000/110/10.

2. Для подстанции №2; n=2, нб=6724 ч, Sнб=18000 кВА;

а. ТДН-16000/110/10;

Иэа=;

Кта2014=48 тыс.руб;

Зга=0,15 тыс.руб;

б. ТРДН-25000/110/10;

Иэб=;

Ктб2014=65,5 тыс.руб;

Згб=0,15 тыс.руб;

Сравниваем:

;

Выбираем для второй подстанции: 2 трансформатора ТДН-16000/110/10.

3. Для подстанции №3; n=2, нб=4320 ч, Sнб=28000 кВА;

а. ТДН-32000/110/10;

Иэб=;

Кта2014=76 тыс.руб;

Зга=0,15тыс.руб;

б. ТРДН-25000/110/10;

Иэб=;

Ктб2014=65,5 тыс.руб;

Згб=0,15 тыс.руб;

Сравниваем:

;

Выбираем для третьей подстанции: 2 трансформатора ТДН-25000/110/10.

4. Для подстанции №4; n=1, нб=2661 ч, Sнб=2500 кВА;

а. ТМН-4000/35/10;

Иэа=;

Кта2014=31 тыс.руб;

Зга=0,15тыс.руб;

б. ТМН-6300/35/10;

Иэб=;

Ктб2014=33 тыс.руб;

Згб=0,15 тыс.руб;

Сравниваем:

;

Выбираем для второй подстанции: 1 трансформатор ТМН-4000/35/10.

5. Для подстанции №5; n=2, нб=5191 ч, Sнб=17000 кВА;

а. ТДН-16000/110;

Иэа=;

Кта2014=48 тыс.руб;

Зга=0,15 тыс.руб;

б. ТРДН-25000/110;

Иэб=;

Ктб2014=65,5 тыс.руб;

Згб=0,15 тыс.руб;

Сравниваем:

;

Выбираем для первой подстанции: 2 трансформатора ТДН-16000/110.

3.2 Расчет схем замещения выбранных трансформаторов

Для ТДН-16000/110:

Активное сопротивление трансформатора

rт=;

где Ркз-потери короткого замыкания трансформатора, кВт

- номинальная мощность трансформатора, кВ;

Uном- номинальное напряжение, кВ;

rт==4,47 Ом;

Индуктивное сопротивление трансформатора

Xт=;

где Uк- напряжение КЗ,%

Xт=;

Емкостная проводимость трансформатора:

bт= ;

где I хх- ток холостого хода, %.

bт=(0,85/100)16000/1162=10,110-6 См

Индуктивная проводимость трансформатора :

G

т=

где Рхх -потери холостого хода, кВт;

gт=21/1162=1,610-6 См.

Аналогично для других трансформаторов, результаты расчетов в таблице №13

Таблица №13

№ п/п	трансформатор	rт, Ом	Хт, Ом	bт, Ом	gт, Ом
1	ТДН-16000/110	4,41	88,31	10,1	1,6
2	ТРДН-25000/110	2,58	56,5	16,3	2,2
3	ТМН-4000/35	3,1	27,7	1,03	4,5

Схемы замещения трансформаторов:

а. ТДН-16000/110/10:

б. ТРДН-25000/110/10:

в. ТМН-4000/35/10:

Заключение

Произведя необходимые подсчеты, мы выбрали оптимальную схему сети, отвечающей экономичности и требуемой надежности- смешанную схему,

Согласно категориям потребителей, выбрано соответствующее количество трансформаторов, для обеспечения соответствующей работы.

Линии электропередач, выбраны согласно 1 району по гололеду, сечение проводов соответствует условию по напряжению и силе тока нагрузки.

Расчет показал, что с точки зрения экономичности по сооружению и обслуживанию, наиболее выгодным вариантом, является смешанная схема, с преобладанием кольцевого типа соединения потребителей. Так же данный вариант является наиболее надежным.

трансформатор ток нагрузка провод

Библиографический список

1. Солдаткина, Л.А. Электрические сети и системы: учеб. пособие для вузов/ Л.А. Солдаткина.-М.: Энергия , 1978.-216с.

. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные матерьалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб.пособие для вузов.-4-е изд, перераб. и доп.- М.: Энергогатомиздат, 1989.-608с.: ил

. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий: Учебник для вузов.- 3-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергия, 1979.-408с., ил

. Справочник по электроснабжения промышленных предприятий. Промышленные электрические сети/ под ред. А.А. Федорова, Г.В. Сербиновского.-2-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергия, 1980.-576с.

. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные матерьалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб.пособие для вузов.-4-е изд, перераб. и доп.- М.: Энергогатомиздат, 1989.-608с.

Материал: Проект сети вновь электрифицируемого района

Смотрите также: