Главная страница
Навигация по странице:

  • 1.3.4 Определение сечений проводов распределительной сети напряжением 10 кВ

  • 1.4 Технико–экономическое обоснование выбора целесообразного варианта системы электроснабжения сельскохозяйственного района

  • 1.4.1 Определение капитальных вложений

  • Пояснительная записка Характеристика сельскохозяйственного района Определение расчётных нагрузок в сетях 0,38 110 кВ


    Скачать 0.83 Mb.
    НазваниеПояснительная записка Характеристика сельскохозяйственного района Определение расчётных нагрузок в сетях 0,38 110 кВ
    Дата11.04.2022
    Размер0.83 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаbestreferat-267989.docx
    ТипПояснительная записка
    #462218
    страница4 из 12
    1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12


    Первое звено. Активная мощность в конце звена Р1 = 14,555 МВт. Реактивная мощность рассчитывается с учетом потери мощности трансформатора на холостом ходу и зарядной мощности линии Qc
    Qc = BU2 (1.29)

    Qc = Q’2 + Qxx - B2 U21 (1.30)

    Q2 = 2,103 + 0,075 - 1.37  10-6 114,92 = 1,09 Мвар
    Потери мощности в звене запишутся
    ∆Р1 =  R12 (1.31)

    ∆Р1 = = 0,0065 МВт.

    ∆Q1 = (1.32)

    ∆Q1 = = 0.0063 Мвар.
    Потери напряжения в звене
    ∆U1 = (1.33)

    ∆U1 = = 0,35 кВ

    U1 = (1.34)

    U1 = = 0.14 кВ.
    Мощность и напряжение в начале первого звена определяется:
    Р1 = Р2 + ∆Р1 (1.35)

    Q1 = Q2 + ∆Q1

    Q1 = 1,09 + 0.0063 = 1,096 Мвар;

    Р1 = 2,543 + 0,0065 = 2,55 МВт.

    U1 = (1.36)

    U1 = = 115,25 кВ.
    Полученные расчетные данные заносим в табл.1.5.

    Из табл.1.5 находим основные технико-экономические показатели расчитаной линии.

    Коэффициент полезного действия передачи
     = (1,37)

     = = 0,99
    при этом
    tg  = (1.38)

    tg  = = 0,43
    откуда определяется cos  = 0,92.

    Общая потеря напряжения в линии определяется.
    ∆U % = U1 – U3 (1.39.)

    ∆U = 115,25 – 110 = 5,25 кВ или 4,8%
    Таким образом выбранная мощность и тип трансформатора, а так же сечение (370) мм2 и марка проводов АС обеспечивают передачу запланированной расчетной мощности с достаточно высоким КПД передачи  = 0,99. Данные расчётов заносим в таблицу 1.6.
    Таблица 1.6 Расчет питающих линии напряжением 35  110 кВ

    Номер расчетного участка

    Суммарная мощность участка

    Sp= Sp, кВА



    Расчетная мощность участка

    Sp = KоднSp

    Марка и

    сечение провода

    Длинна расчетного участка

    L, км

    Потери напряжения на расчетном участке

    Вариант I

    0-1

    14941

    0,8

    11953

    АС - 70

    50

    0,9

    1-2

    7495

    0,8

    5996

    АС - 70

    38

    0,35

    1-4

    2291

    1

    2291

    АС - 70

    25

    0,11

    1-5

    2286

    1

    2286

    АС - 70

    30

    0,1

    2-3

    3992

    1

    3992

    АС - 70

    24

    0,2

    Вариант II

    0-1

    14941

    0,8

    11953

    АС – 70

    50

    0,9

    1-2

    7495

    0,8

    5996

    АС – 70

    38

    0,35

    1-4

    4577

    0,8

    3662

    АС – 70

    25

    0,14

    4-5

    2286

    1

    2286

    АС – 70

    23

    0,1

    2-3

    3992

    1

    3992

    АС – 70

    24

    0,2


    1.3.4 Определение сечений проводов распределительной сети напряжением 10 кВ

    Методика разработанная институтом "Сельэнергопроект", предусматривает выбор провода по эквивалентной мощности Sэкв, а не по проектной, которая наступает в конце расчетного срока, через 5…7 лет.

    Определяется расчетная максимальная нагрузка Smax на данном участке линии. Разные схемы сети 10 кВ приведены на рис. 1.16., рис. 1.20.

    Определяется эквивалентная нагрузка по формуле:
    Sэкв = Smax  Kд , (1.40)
    где Kдкоэффициент учитывающий динамику роста нагрузок, для вновь сооружаемых сетей Kд = 0,7 [1].

    По таблицам [1] предварительно определяется сечение проводов для каждого участка линий. Определяется потеря напряжения при выбранных сечениях для мощности расчетного года Smax. Если потери напряжения превысит допустимую, то на ряде участков начиная с головных берутся большие дополнительные сечения из тех же таблиц приложения [1]. Расчет заканчивается проверкой потери напряжения в линии, которая на должна превышать допустимую. Все расчеты по распределительной сети 10 кВ сведены в таблицу 1.7.
    Таблица 1.7 Расчет сетей напряжением 10 кВ

    Номер расчетного участка

    Суммарная мощность участка

    S= S, кВА

    Расчетная мощность участка

    S, кВА

    Эквивалентная мощность участка

    Sэкв= S Kq, кВА

    Марка и сечение провода

    Длина расчетного участка

    L, км

    Потери напряжения на расчетном участке ∆U,%

    п/ст "Покойное"

    Л – 1

    1105

    884

    619

    А – 50

    14,5

    8,7

    Л – 2

    1253

    1002

    701

    А – 50

    12,4

    7,2

    Л - 3

    494

    395

    277

    А – 50

    11,0

    5,6

    Л - 4

    575

    460

    322

    А – 35

    8,2

    3,1

    п/ст "Красный Октябрь"

    Л – 1

    1363

    1090

    763

    А – 50

    12,6

    7,3

    Л – 2

    2029

    1623

    1136

    АС – 70

    11,0

    7,8

    Л – 3

    900

    720

    504

    А – 50

    13,8

    8,8

    Л – 4

    531

    425

    298

    А – 50

    11,0

    5,9

    п/ст "Прасковея"

    Л – 1

    334

    267

    187

    А – 50

    10,6

    4,4

    Л – 2

    1225

    980

    686

    АС – 70

    18,2

    5,4

    Л – 3

    966

    773

    541

    А – 50

    16,0

    8,2

    п/ст "Будёновск"

    Л – 1

    1326

    1061

    743

    АС – 70

    21,8

    7,3

    Л – 2

    1766

    1413

    989

    АС – 70

    14,9

    8,1

    Л – 3

    675

    540

    378

    А – 50

    15,3

    6,1

    п/ст "Преображенское"

    Л – 1

    494

    395

    277

    А – 50

    19,7

    6,2

    Л – 2

    739

    591

    414

    А – 50

    20,2

    8,2

    Л – 3

    1250

    1000

    700

    АС – 70

    19,7

    4,8




    Рис. 1.15 Расчётная схема сети ВЛ – 10 кВ к определению сечения проводов сети присоединённой к п/ст "Покойное"



    Рис. 1.16 Расчётная схема сети ВЛ – 10 кВ к определению сечения проводов сети присоединённой к п/ст "Красный Октябрь"


    Рис.1.17 Расчётная схема сети ВЛ – 10 кВ к определению сечения проводов сети, присоединённой к п/ст "Прасковея"



    Рис. 1.18 Расчётная схема сети ВЛ – 10 кВ к определению сечения проводов сети присоединённой к п/ст "Будёновск"


    Рис.1.19 Расчётная схема сети ВЛ – 10 кВ к определению сечения проводов сети присоединённой к п/ст "Преображенское"
    1.4 Технико–экономическое обоснование выбора целесообразного варианта системы электроснабжения сельскохозяйственного района


    При проектировании систем сельского электроснабжения необходимо обеспечить выбор наиболее целесообразного, имеющего лучшие технико–экономические показатели, варианта. На практике при сравнении вариантов в качестве показателя сравнительной экономической эффективности наиболее часто используют приведенные затраты.

    Приведенные затраты по каждому варианту представляют собой сумму текущих затрат на издержки производства и капитальных вложений, приведенных к одинаковой размерности при помощи нормативного коэффициента Ен [4].




    З = Ен  К + И, (1.41.)




    Где Ен – нормативный коэффициент эффективности принимаемый в энергетике, 0,15;

    К – капиталовложения, тыс. руб.;

    И – ежегодные издержки производства, руб.

    Наиболее экономичен из числа сравниваемых вариант с наименьшими годовыми затратами.



    1.4.1 Определение капитальных вложений

    Капитальные вложения в электрические сети при питании от энергосистемы в общем случае определяют по формуле:




    К = Кл + Кп/ст + Кя + Кq, (1.42.)



    где Кл – суммарные капиталовложения на сооружение электрических линий, тыс. руб.;

    Кя – капиталовложения на сооружение ячейки РУ в точке питания, тыс. руб.;

    Кд – дополнительные капиталовложения, тыс. руб.

    Стоимость линий и оборудования выбирают по справочным материалам [2], [9].

    Капиталовложения в линии электропередач приведены в таблице 1.8., а капитальные вложения в подстанции в таблице 1.9.

    Дополнительные капитальные затраты определяют по формуле:
    Кд =   (∆Рл + ∆Рп/ст), (1.43)
    Где  - удельные капиталовложения на 1кВт установленной мощности электростанции, руб./кВт;

    ∆Рл, ∆Рп/ст – соответственно суммарные потери мощности в электрических линиях и на подстанциях, кВт.

    Потери мощности в линии определяется:
    ∆Рл = 3I2р  R  10-3, (1.44)
    где R – активное сопротивление линии, Ом;

    Iр – расчетный ток линии, А.

    Пример расчета. Вариант I Линия 0 –1 110 кВ Iр = 95,4; r0 = 0,43 Ом/км; L = 50 км.
    ∆Рл = (3  62,92  50  0,43  10-3)/2= 127,2 кВт.
    Потери мощности в линиях электропередач сведены в таблицу 1.10.

    Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах:
    ∆Рт = ∆Рст n + ∆Рм. ном( )2, (1.45)
    где ∆Рст – потери в стали трансформатора, кВт;

    n – количество параллельно включенных трансформаторов;

    ∆Рм. ном – потери мощности в обмотках трансформатора, кВА.

    Пример расчета. Вариант I, п/ст "Красный Октябрь"

    Трансформаторы ТМН – 6300/110кВ, включены 2 штуки параллельно:

    ∆Рт = 2  11,5 +  44  = 31,73 кВт.
    Потери мощности в трансформаторных подстанциях заносятся в таблицу 1.11.

    Находим дополнительные капитальные вложения по I – му варианту:
    Кд=31,5(248,9+136,5)=12,1 тыс. руб
    Таблица 1.8 Капитальные вложения линии электропередач 110 кВ.

    Вариант I 110/10 кВ

    Вариант II 110/10 кВ

    Номер линии

    L, км

    Стоимость 1 км тыс. руб.

    Клi, тыс.руб.

    Номер линии

    L, км

    Стоимость 1 км тыс. руб.

    Клi, тыс.руб.

    0 – 1

    50

    36,5

    1825

    0 – 1

    50

    36,5

    1825

    1 – 2

    38

    36,5

    1387

    1 – 2

    38

    36,5

    1387

    1 – 4

    25

    36,5

    912,5

    1 – 4

    25

    36,5

    912,5

    1 – 5

    30

    36,5

    1095

    4 – 5

    23

    36,5

    839,5

    2 - 3

    24

    36,5

    876

    2 – 3

    24

    36,5

    876

    Кл=6095,5 тыс. руб.

    Кл=5840,0 тыс. руб.


    Таблица 1.9 Капитальные вложения в подстанции

    Вариант I 110/10 кВ

    Вариант II 110/10 кВ

    Характеристики подстанции

    Кол-во шт.

    К п/ст, тыс. руб.

    Характеристики подстанции

    Кол-во шт.

    К п/ст, тыс. руб.

    Узловая с трансформаторами 2500/110 кВ

    1

    316

    Узловая с трансформаторами 2500/110 кВ

    1

    316

    Тупиковая с трансформаторами 6300/110 кВ

    1

    362

    Тупиковая с трансформаторами 6300/110 кВ

    1

    362

    Тупиковая с трансформаторами 2500/110 кВ

    2

    520

    Тупиковая с трансформаторами 2500/110 кВ

    1

    260

    На отпайках с трансформаторами 2500/110 кВ

    1

    290

    На отпайках с трансформаторами 2500/110 кВ

    1

    290

    -

    -

    -

    На отпайках с трансформаторами 2500/110 кВ

    1

    290

    Кп/ст=1488 тыс. руб.

    Кп/ст=1518 тыс. руб.



    1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   12


    написать администратору сайта