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

      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.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7