Электрические нагрузки (стр. 2 из 6)
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 ммІ 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/ммІ
q=I/j=192/1.6=120 ммІ
Учитывая аварийный режим, оставляем сечение 120ммІ.
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 ммІ
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 ммІ: К2=250000 руб 120ммІ).
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 ммІ
I-номинальный ток, кА
T-время наибольших потерь
ρ-удельное сопротивление жилы кабеля Ом мм/км
∆А1=3*0,224І*29,7 (3/120*2)*1600=89,4 тыс кВт/год
∆А2=3*0,176І*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*0,0814І*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
| Наименование варианта | Кап вложения | Издержки | Затраты |
| Система Эл снабжения с РП | 3495000 | 459590 | 983840 |
| Система Эл снабжениябез РП | 1732000 | 354866 | 614666 |
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*∑Sтп 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/кмІ оптимальная мощность подстанций составляет 400кВА.
Результаты выбора числа и типа ТП заносим в таблицу 2.2
Таблица 2.2 Выбор числа трансформаторных подстанций.
| Микро-район | SмрнкВА | Плотн нагр МВА/кмІ | Кол-во ТП | Число и мощн тр-ов | Тип ТП |
| 1 | 1476 | 5,01 | 2 | 2-400 | 2БКТП 2х400 |
| 2-400 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 2 | 1873 | 6,3 | 3 | 2-400 | 2БКТП 2х400 |
| 2-400 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 2-400 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 3 | 1074 | 4,85 | 2 | 2-400 | 2БКТП 2х400 |
| 2-400 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 4 | 1659 | 5,65 | 3 | 2-400 | 2БКТП 2х400 |
| 2-400 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 2-400 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 5 | 1515 | 4,93 | 3 | 2-250 | 2БКТП 2х400 |
| 2-250 | 2БКТП 2х400 | ||||
| 2-400 | 2БКТП 2х400 |
Располагаем ТП в центре условно закрепленной за каждым ТП территории
микрорайона.
3.3 Выбор сечения кабельных линий 10 кВ.
Распределительные линии состоят из петлевых линий, имеющих на различных участках различные нагрузки и следовательно могут выполняться различными сечениям.
Практически линии на всем протяжении от первой секции ЦП до второй секции ЦП выполняются одним сечением, как и на головных участках. Во всех случаях к прокладке в траншеях принимаем кабель марки ААБл с алюминиевыми жилами. Сечение кабелей с алюминиевыми жилами в распределительных сетях напряжением 10-20 кВ при прокладке в земляных траншеях следует принимать не менее 70 ммІ.
Выбор сечений кабелей первой петли.
Расчетная схема рис 2.5
При допущении об «однородности» сети (т.е. одинаковости отношений ri/xi для всех участков) производим расчет потокораспределения мощности:
Sa-1=(S1La’-1+ S2 L2-a’+ S3 L3-a’+ S4 L4-a’+ S5 L5-a’+ S6 L6-a’+ S7 L7-a’)/ La-a’=(738*6.92+738*66+673*5.8+673*5.5+537*5.1+537*4.9+537*4.7)/10.38=
=2454.4 кBA
Sa’-7=(738*3.46+738*3.78+673*4.58+673*4.88+537*5.28+537*5.48+537*5.68)/
10.38=1980.4 kBAк
Sa-1+ Sa’-7=∑ S тп i
С помощью 1 закона Кирхгофа определяем мощности на других участках и находим точку потокораздела.
Уточняем нагрузку головных участков линии с учетом коэффициента одновременности.
Sp=kодн*∑Sтп i
Sp а-1=(738+738+673)*0,8=1719,2 кВА
Sp а’-7=(537+537+537+673)*0,85=1941,4 кВА
Spав =(738+738+673+673+537+537+537)*0,75=3324,75 кВА
A 
A 
АВыбираем сечение кабеля по экономической плотности тока.
где Jэ- нормированное значение экономической плотности тока А/ммІ
для Тм=3000ч Jэ=1,6 А/ммІ
ммІПроверяем выбранное сечение кабеля по нагреву длительно допустимым током. Для кабеля с алюминиевыми жилами в свинцовой или алюминиевой оболочке прокладываемого в земле для сечения 70 ммІ Iдоп=165 А.
а)загрузка кабеля в нормальном режиме
кз=(Iр /Iдоп)*100%=(112,08/165)*100%=67,9%
б) загрузка кабеля в аварийном режиме
кз=(Iaв/Iдоп)*100%=(191,75/165)*100%=116%
что находится в пределах нормы согласно 1.3.2 [4]
Находим потерю напряжения в линии по формуле :
∆U=(∑P*L)*∆Uтаб
где P-нагрузка отдельных участков линии
L-длина линии в км
∆Uтаб- удельная потеря напряжения %(МВт*км )
∆Uа3=[0,673*0,92*0,8+(0,673+0,738)*0,9*0,92*0,325+(0,738+0,738+0,673)*0,8*0,92*3,46]*0,498=3,16%
∆Uа’4=[0.673*0.92*0.4+(0.673+0.537)*0.9*0.92*0.2+(0.673+0.537+0.537)*0.85*0.92*0.2+(0.673+0.537+0.537+0.537)*0.85*0.92*4.7]*0.498=4.54%
∆U10кВ<6%
Проверяем выбранное сечение кабеля на термическую устойчивость при токах к.з.
Для проверки выбранного сечения кабеля на термическую устойчивость необходимо определить ток к.з на шинах 10кВ ИП.