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.

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 мм².

                      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*∑S тп i 

      Sp а-1=(738+738+673)*0,8=1719,2 кВА

      Sp а’-7=(537+537+537+673)*0,85=1941,4 кВА

      Sp ав =(738+738+673+673+537+537+537)*0,75=3324,75 кВА

         A

        A

        А

  Выбираем сечение кабеля по экономической плотности тока.

где Jэ- нормированное значение экономической плотности тока А/мм²

для Тм=3000ч     Jэ=1,6 А/мм²

      мм²

Проверяем выбранное сечение кабеля по нагреву длительно допустимым током. Для кабеля с алюминиевыми жилами в свинцовой или алюминиевой оболочке прокладываемого в земле для сечения  70  мм² 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.

   Определим предварительно возможный ток и мощность к.з на шинах ИП. На подстанции установлено 2 трансформатора по 16 МВА каждый,  Uк=17%

Мощность системы   Sc=∞, хc=0

Обмотки трансформаторов 115/11 кВ

Мощность к.з

            МВА

Тогда ток к.з будет

            кА

Проверка сечения кабеля на термическую устойчивость производится по формуле:

                    тmin=(I∞/е) √tпр

где  -сечение жилы кабеля, мм2

        е-коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла в проводнике до и после к.з (для алюминия е=95)

   При расчете  Iкз  в распределительной сети 10 кВ весьма часто затухание не учитывают, в этом случае:       tд =tпр

Действительное время слагается из действия защиты и собственного время выключателя:          tд=tзащ+tвык

   где tзащ-время действия защиты, принимается =0,5 с

          tвык-собственное время выключателя, принимается =0,15 с

    tд=0,5+0,15=0,65 с

    min=(5,17*√0,65)/95=44  мм²

Выбранный кабель удовлетворяет условиям проверки.

                 Выбор сечения кабелей второй петли.

   Расчетная схема  рис 2.6

Аналогично предыдущему случаю находим потокораспределения мощностей и определяем точку потокораздела.

Sa8=(467*5,135+596*4,6+596*4,41+596*4,21+562*3,76+357*3,6+357*3,39)/9,2= 1619,3 кВА

Sa14=(467*4,065+596*4,56+596*4,79+596*4,96+562*5,44+357*5,625+357*5,81)/

=1909,7 кВА

   С помощью первого 1 закона Кирхгофа находим мощности на других участках и находим точку потокораздела.

   Уточняем нагрузку головных участков линии с учетом коэффициента одновременности, который принимается из табл 7 [1]

  Sрa-8=(467+596+596)*0,85=1410,15 кВА

  Sрa’-14=(596+562+357+357)*0,85=1591,2 кВА

Токи на участках

                             А

                            А

                             А

Выбираем сечение кабеля по экономической плотности тока:

         мм²

Принимаем ближайшее стандартное сечение жилы кабеля 70 мм²

   Проверяем выбранное сечение кабеля по нагреву длительно допустимым током. Для кабеля с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена, прокладываемого в земле для сечения 70 мм² Iдоп=140 А

а)загрузка кабеля в нормальном режиме:

   кз=(Iр /Iдоп)*100%=(91,87/140)*100%=65,6%

б) загрузка кабеля в аварийном режиме: 

    кз=(Iaв/ Iдоп)*100%=(163/140)*100%=116,4%

  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 )

∆Uа10=[0,596*0,92*0,225+(0,596+0,596)*0,9*0,92*0,5+(0,467+0,596+0,596)*0,85*0,92*4,056]*0,68=4%<6%

∆Uа’11=[0,596*0,92*0,2+(0,596+0,562)0,92*0,9*0,185+(0,596+0,562+0,357)*0,92*0,85*0,185+(0,596+0,562+0,357+0,357)*0,92*0,85*3,39]*0,68=3,71%<6%

Проверяем выбранное сечение кабеля на термическую устойчивость при токах к .з.

   Ток короткого замыкания на шинах подстанции Iкз=5,17 кА

          tд=tзащ+tвык=0,65 с

          min=(5,17*√0,65)/95=44  мм²

Выбранный кабель условиям проверки удовлетворяет.

Результаты выбора кабелей заносим в табл 2.3.

В связи с дальнейшим ростом нагрузок в этих линиях при строительстве применить кабель с сечением 120мм², что обеспечит дальнейшее развитие этой ветки электроснабжения города Сыктывкара.

Преимущества кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 10 кВ  перед кабелями с пропитанной бумажной изоляцией:

·        более высокая надёжность в эксплуатации;

·        меньшие расходы на реконструкцию и содержание кабельных линий;

·        низкие диэлектрические потери (коэффициент диэлектрических потерь 0,0003 вместо 0,004);

·        большая пропускная способность за счёт увеличения допустимой температуры нагрева жил: длительной (90º С вместо 70º С), при перегрузке (130º С вместо 90º С);

·        более высокий ток термической устойчивости при коротком замыкании (250ºС вместо 200ºС);

·        высокая стойкость к повреждениям;

·         низкая допустимая температура при прокладке без предварительного подогрева (-20ºС вместо 0ºС);

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5