ЦП-ТП. Данная схема имеет кольцевую структуру снабжения микрорайонов.

Оба варианта обеспечивают требуемую надежность питания потребителей района.

Для сравнения вариантов необходимо найти приведенные затраты по каждому из них, при этом принимаем некоторые допущения, которые заключаются в следующем:

а) расчет приведенных затрат производим для электроснабжающей и питающей сети 10 кВ.

б) схему источника питания для обоих вариантов принимаем одинаковую.

в) некоторые количественные изменения распределительных сетей 10 кВ после окончательного выбора варианта не влияют на технико-экономическое обоснование вариантов, поэтому вышеуказанные допущения применимы в данном случае.

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 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?*(vtcp/e)

где e- коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла

в проводнике после и до кз (для алюминия e=65)

Тmin=5,17*(v1,6/65)=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=3IІс(l/s)t

где l-длина линии в км

s-сечение кабеля в ммІ

I-номинальный ток, кА

T-время наибольших потерь

с-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

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.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8