Электроснабжение сельскохозяйственных потребителей Будёновских РЭС

Разработка устройства для определения мест повреждения воздушных линий электропередач: расчет электрических нагрузок, токов короткого замыкания, релейной защиты силовых трансформаторов от аварийных режимов, выбор схем соединения и оборудования подстанций.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 07.09.2010
Размер файла 2,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Содержание

Аннотация

Введение

1. Расчётно-пояснительная записка

1.1 Характеристика сельскохозяйственного района

1.2 Определение расчётных нагрузок в сетях 0,38 - 110 кВ

1.3 Выбор напряжения и схемы электроснабжения сельскохозяйственного района

1.3.1 Выбор вариантов схемы электроснабжения

1.3.2 Выбор силовых трансформаторов

1.3.2.1 Выбор типов трансформаторов

1.3.2.2 Выбор мощности трансформаторов

1.3.3 Определение сечения проводов питающих линий электропередач

1.3.4 Определения сечений проводов распределительной сети 10 кВ

1.4 Технико-экономическое обоснование выбора целесообразного варианта схемы электроснабжения сельскохозяйственного района

1.4.1 Определение капитальных вложений

1.4.2 Определение ежегодних издержек

1.5 Выбор схем распределительных устройств подстанций

1.6 Расчёт токов короткого замыкания

1.7 Выбор электрических аппаратов распределительных устройств напряжения 110 и 10 кВ

1.8 Оборудование и конструкция распределительных устройств подстанции напряжением 110/10 кВ

1.9 Релейная защита

1.9.1 Выбор вида защит силовых трансформаторов

1.9.2 Релейная защита ВЛ - 10 кВ районных электрических сетей

2. Разработка устройства для определения мест повреждения воздушных ЛЭП

2.1 Классификация и назначение устройств для определения мест повреждения воздушных ЛЭП

2.2 Принцип действия и характеристика прибора "Поиск - 1"

2.3 Применение и техническое обслуживание прибора "Поиск - 1"

2.4 Принцип действия и характеристика прибора "Волна"

2.5 Применение и техническое обслуживание прибора "Волна"

3. Организационно-экономический раздел

3.1 Расчёт себестоимости передачи и полной себестоимости энергии

3.2 Определение хозрасчётного экономического эффекта

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Расчёт заземления подстанции 110/10 кВ

4.2 Молниезащита подстанции

4.3 Мониторинг окружающей среды. Понятие экологического мониторинга.

4.4 Защита человека от поражения электрическим током

Заключение

Литература

Аннотация

Настоящий дипломный проект выполнен на основании задания на проектирование № от г. на тему: Электроснабжение сельскохозяйственных потребителей Будёновских РЭС с разработкой устройства для определения мест повреждения воздушных ЛЭП. Дипломный проект представлен пояснительной запиской на страницах, содержащей рисунков и таблиц, графической частью, включающей 8 листов. Проект выполнен в соответствии с требованиями методических и руководящих материалов по проектированию электроснабжения сельского хозяйства, разработанных институтом "Сельэнерго проект", требований правил ПУЭ, ПТБ, ПТЭ в электроустановках, другой справочной, нормативной и методической литературой.

Дипломный проект выполнен в следующем объёме:

· определены электрические нагрузки объектов в сетях 110 - 0,38 кВ;

· составлены расчётные схемы сетей 10 - 35 кВ;

· произведены расчёты электрических сетей 10 - 35 кВ по выбору сечений провода, потери напряжения для нормального и аварийного режимов;

· рассчитаны токи короткого замыкания;

· выбран оптимальный вариант электроснабжения района;

· выбраны схемы соединения и оборудование трансформаторных подстанций 35/10 кВ;

· разработана релейная защита силовых трансформаторов от аварийных режимов;

· разработаны мероприятия по охране труда;

Результаты расчётов сведены в таблицы и указаны на расчётных схемах.

Дана оценка принятых проектных решений.

Введение

В настоящее время в России осуществляется экономическая реформа. В этих условиях энергетики вынуждены уделять больше внимания проблематике взаимоотношений общественной и экономической эффективности в энергетике, выбору оптимальных вариантов развития и функционирования энергетических систем. Насколько важна эта проблема ясно из того, что наше общество ежегодно расходует от одной трети до половины капиталовложений в промышленность только на развитие энергетического хозяйства.

Вместе с тем быстрый рост электрификации сельскохозяйственного производства, последовавший за ним некоторым спадом, создание агропромышленных комплексов, требует дальнейшего развития электрических сетей в сельской местности. Одновременно повышаются и требования к их пропускной способности, надёжности электроснабжения и качеству полученной электрической энергии.

В этой связи возникает целый ряд задач связанных с электроснабжением потребителей в сельской местности. Решение этих задач базируется на правильном и рациональном проектировании электрических сетей районного значения.

Таким образом, можно констатировать, что остаётся актуальной задача проектирования систем электроснабжения небольших районов и потребителей на селе.

1. Расчётно-пояснительный раздел

1.1 Характеристика сельскохозяйственного района

Территория сельскохозяйственного района составляет 3670 кв. км, на которых расположено населённых пунктов.

Численность населения проживающего на территории района 9,5 тыс. человек.

Площадь сельскохозяйственных угодий составляет 226 тыс. га., в том числе пашни 150 тыс. га. из них 6500 га орошаемых земель.

На территории района имеются животноводческие и птицеводческие комплексы с общим поголовьем скота и птицы; откорм крупного рогатого скота 6,2 тыс. голов, молочно-товарные фермы на 12,8 тыс. голов, свиноводство 23 тыс. голов, овцы 12 тыс. голов, птицефермы на 150 тыс. кур несушек. На территории района имеются животноводческие фермы, отнесенные к I категории по надежности электроснабжения. Подробные данные по потребителям электрической энергии сельскохозяйственного района приведены в пояснительной записке (таблица 1.1 и рис. 1.1…1.5).

По природно-климатическим условиям сельхозрайон относится к IV по гололёду. 3 по скоростному напору ветра, среднесуточная температура для зимнего периода - 4С.

Рис. 1.1. П/ст "Покойное" с присоединёнными линиями 10 кВ

Рис 1.2. "Красный октябрь" с присоединенными линиями 10 кВ

Рис. 1.3. п/ст "Прасковея" с присоединёнными линиями 10 кВ

Рис. 1.4. п/ст "Будёновск" с присоединёнными линиями 10 кВ

Рис 1.5. п/ст "Преображенское" с присоединёнными линиями 10 кВ

1.2 Определение расчётных нагрузок в сетях 0,38 - 110 кВ

Расчёт электрических нагрузок сетей 0,38 - 110 кВ производится исходя из расчётных нагрузок на вводе потребителей [1], на шинах подстанции и соответствующих коэффициентов одновременности отдельно от дневного и вечернего максимумов (таблица 4.1, 4.2, 4.3) [1].

РД0Дi (1.1)

РВ0Вi (1.2)

где К0 - коэффициент одновременности;

РД, РВ - расчётная дневная, вечерняя нагрузка на участке линии или шинах трансформаторной подстанции, кВт;

РДi , РВi - дневная, вечерняя нагрузка i-го потребителя и i-го элемента сети, кВт.

Расчётные электрические нагрузки потребителей суммируются с коэффициентами одновремённости приведёнными в таблице 4.2 [1] в сетях 6 - 20 кВ, в таблице 4.3 [1] в сетях 35 - 110 кВ. Если нагрузки потребителей отличаются по величине больше чем в 4 раза, суммирование их рекомендуется производить по таблице 4.8 [1] в сетях 6 - 35 кВ. Коэффициент мощности cos приведены в таблице 4.5 [1].

При наличии сезонных потребителей расчётные нагрузки с учётом коэффициента сезонности, таблица 4.4 [1].

Расчётные нагрузки подстанции 10/0,4 кВ на расчётный год определяются по следующей формуле:

РРТР

где РТ - существующая нагрузка на трансформаторную подстанцию, кВт;

КР - коэффициент роста нагрузок.

Расчётные нагрузки питающей линии напряжением 110 кВ, а также трансформаторных подстанций 110/10 кВ определяют суммированием расчётных нагрузок подстанций 10/,38 кВ (или линии 10 кВ) со следующими коэффициентами одновременности: при двух подстанциях и линиях К0=0,97 [1], при трёх подстанциях К0=0,96, при четырёх и более К0=0,9 [1]. Для расчёта сетей 110 кВ коэффициенты мощности (cos ) определяются по кривым рисунка 4.1 [1].

Пример расчёта. Определение электрических нагрузок потребителей села Покойное. Из таблицы 1.1 определяется вид нагрузок потребителей и по таблице п. 1.1. [1] устанавливаются максимальные нагрузки РДi, РВi, так для МТФ КРС на 1200 голов (потребитель №16) РД=820 кВт; РВ=220 кВт. cos Д=0,75; cos В=0,85 таблица 4.5 [1].

SД=, (1.4)

SВ= (1.5)

SД==293,3 кВА;

SВ==258,8 кВА.

Выбираем большую из нагрузок

SД=293,3 кВА.

Аналогично определяются нагрузки остальных потребителей. Места расположения трансформаторных подстанций 10 кВ, характеристика их электрических нагрузок приведены в исходных данных. Подсчёт электрических нагрузок в сетях 10 кВ производится путём суммирования расчётных нагрузок подстанций 10/0,38 кВ. Расчётные схемы сетей 10 кВ приведены на рис. 1.6 … 1.10. Дневной максимум для подстанции "Покойное".

РД=(60+630+20+630+75+20+20+280+240+220)* 0,65=1426,7 кВт;

Д=(29+23+23+29+29)*0,22=29,3 кВт;

РР.Д.=1426+18,4=1444,4 кВт.

Вечерний максимум составит

РВ=(30+630+10+630+190+45+10+10+280+240+220)*0,65=1491,8 кВт;

В=(86+69+69+86+86)=87 кВт;

РР.В.=1491,8+60,3=1552,1 кВт.

Значение cos при определённой полной мощности на участках сетей 6 - 35 Кв и 35 - 110 кВ принимается в зависимости от отношения РР.Д. и РР.В. по рис. 4.1 [1].

==0,93; cos Д=0,72; cos В=0,76.

при КР=1,4 табл 3,8 [1]

SД==2807,9 кВА;

SВ==2859,1 кВА.

За расчётную нагрузку принимается РР=2173 кВт, SР=2859 кВА. Результаты сводим в табл. 1.2

Сведения о нагрузках и потребителях Таблица 1.2

№п/п

Местоположение ТП

Порядко-вый номер

Количество трансформаторов, шт

Номинальная мощность трансформаторов, кВА

Вид нагрузки

Шифр нагрузки

Максимальная нагрузка

SР, кВт

Рдz

кВт

Рдz

кВт

I Сведения о нагрузках трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ присоединённых к подстанции "Покойное"

I. Линия - 1

1

1

1

100

КБН - 250 ж.д.

602

0,5/29

1,5/86

0,9/0,93

92,5

2

2

1

63

КБН - 250 ж.д.

602

0,5/23

1,5/69

0,9/0,93

74

3

3

1

63

РММ на 50 трактор.

380

60

30

0,7/0,75

87,1

4

4

1

63

КБН - 250 ж.д.

602

0,5/23

1,5/69

0,9/0,93

74

5

5

2

630

Комбинат хлебопродуктов

193

630

630

0,7/0,73

900

II. Линия - 2

1

6

1

100

КБН - 250 ж.д.

602

0,5/29

1,5/86

0,9/0,93

92,5

2

7

1

100

КБН - 250 ж.д.

602

0,5/29

1,5/86

0,9/0,93

92,5

3

8

2

630

Комбикормовый завод

193

630

630

0,7/0,75

928

4

9

1

25

МТП на 30 тракторов

374

20

10

0,7/0,75

28,6

5

10

1

250

Зерноочистительный комплекс КЗС - 40

308

190

190

0,7/0,75

271

III. Линия - 3

1

11

1

100

Комплекс по откорму свиней на 4000 г.

1

75

45

0,75/0,85

100

2

12

1

25

МТП на 30 тракторов

347

20

10

0,7/0,75

28,6

3

13

1

25

Зернохранилище

312

20

10

0,7/0,75

28,6

4

14

1

400

Птицеферма на 50 тыс. кур несушек

50

280

280

0,7/0,75

400

IV. Линия - 4

1

15

1

250

Овцеводческая ферма на 5000 г.

66

240

240

0,7/0,75

342

2

16

2

250

МТФ КРС на 1200 голов

27

220

220

0,7/0,85

293

Итого: п/ст "Покойное" КР=1,4; РР=2173 кВт; SР=2859 кВА.

II Сведения о нагрузках трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ присоединённых к подстанции "Красный октябрь"

I. Линия - 1

1

1

1

160

КБН - 350 ж.д.

611

0,9/79

2/175

0,9/0,93

188

2

2

1

25

МТП на 30 тракторов

373

15

5

0,7/0,75

21,4

3

3

1

400

Птицеферма на 50 тыс. кур несушек

50

280

280

0,75/0,85

373

4

4

2

400

Откормочник КРС на 5000 г.

30

300

260

0,75/0,85

428,6

5

5

1

400

Овцеводческая ферма на 5000 маток

67

370

370

0,75/0,85

528,6

II. Линия - 2

1

6

2

400

МТФ КРС на 1200 г.

28

300

300

0,75/0,85

429

2

7

1

250

Насосная станция орошения

390

200

200

0,8/0,8

250

3

8

1

250

КБН - 350 ж.д.

609

3,5/159

6,0/273

0,92/0,96

284

4

9

2

250

МТФ КРС на 1200 г.

27

220

220

0,7/0,85

293

5

10

2

630

Комбикормовый завод

193

630

630

0,7/0,75

928

III. Линия - 3

1

11

2

250

МТФ КРС на 1200 г.

27

220

220

0,7/0,85

293

2

12

1

63

КБН - 120 ж.д.

611

0,9/27

2/60

0,9/0,93

65

3

13

1

63

РММ на 30 тракторов

380

60

30

0,7/0,73

85,8

4

14

1

63

Пункт приёма молока 10 т/смену

354

45

65

0,75/0,75

87

5

15

1

100

Зернохранилище на 2500 т

323

95

95

0,7/0,75

136

6

16

1

250

Зерноток 10 т/час

309

250

250

0,7/0,75

357

IV. Линия - 4

1

17

1

160

Комплекс по откорму свиней на 5000 г.

2

120

65

0,75/0,85

160

2

18

1

100

КБН - 200 ж.д.

611

0,9/41,1

2/92

0,9/0,93

99

3

19

1

250

Овцеводческая ферма на 1000 голов

66

240

240

0,7/0,75

342

Итого: п/ст "Красный октябрь" КР=1,4; РР=2874 кВт; SР=3992 кВА.

III Сведения о нагрузках трансформатора подстанции 10/0,4 кВ присоединённых к подстанции "Прасковея"

I. Линия - 1

1

1

1

63

КБН - 150 ж.д.

602

0,5/17

1,5/52

0,9/0,93

56

2

2

1

40

Птичник с клеточными батареями на 20 тыс. кур несушек

157

12

20

0,75/0,85

23,5

3

3

1

63

Комбикормовый цех 10 - 15 т/смену

194

65

65

0,7/0,75

86,7

4

4

1

25

МТП на 40 тракторов

374

20

10

0,7/0,75

28,6

5

5

1

100

КБН - 350 ж.д.

602

0,5/40

1,5/121

0,9/0,93

130

II. Линия - 2

1

6

1

25

Котельная для отопления два котла "Универсал"

384

15

15

0,8/0,9

19

2

7

1

100

Птицефабрика на 10 тыс. кур несушек

46

55

55

0,75/0,85

73

3

8

1

250

Зерноток с КЗС 40 производительностью 40 т/час

308

190

190

0,7/0,75

272

4

9

1

100

Холодильник для фруктов на 700 тонн

321

95

95

0,75/0,75

127

5

10

2

630

МТФ КРС на 2000 г.

29

375

375

0,75/0,85

500

6

11

1

40

Комплекс по откорму свиней на 6000 г.

16

280

230

0,75/0,85

373

7

12

1

25

Овцеводческая ферма на 1000 г.

70

10

200

0,75/0,85

23,5

III. Линия - 3

1

13

1

100

КБН - 350 ж.д.

602

0,5/40

1,5/121

0,9/0,93

130

2

14

1

100

Цех по переработке фруктов

333

100

100

0,75/0,8

133

3

15

1

160

Свиноферма на 4000 г.

6

120

90

0,75/0,85

160

4

16

1

25

Овощекартофелехранилище на 1000 т.

315

6

2

0,8/0,8

7,5

5

17

1

100

Картофелесортировочный пункт 30 т/час

378

80

50

0,7/0,75

144

6

18

2

250

МТФ КРС на 1200 г.

27

220

220

0,7/0,85

293

7

19

1

250

Зерноочистительный комплекс с сушилкой КЗС - 40

308

190

190

0,7/0,75

271

Итого: п/ст "Прасковея" КР=1,4; РР=1737 кВт; SР=2286 кВА.

IV Сведения о нагрузках трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ присоединённых к подстанции "Будёновск"

I. Линия - 1

1

1

1

63

КБН - 150 ж.д.

602

0,5/19

1,5/56

0,9/0,93

60,5

2

2

1

63

КБН - 200 ж.д.

602

0,5/24

1,5/72

0,9/0,93

77

3

3

1

63

Ремонтно-механические мастерские

380

60

30

0,7/0,73

85,5

4

4

1

40

Кирпичный завод на 3 мил. шт. кирпича в год

369

30

8

0,7/0,75

43

5

5

2

630

Комбинат хлебопродуктов

193

630

630

0,7/0,73

900

6

6

1

250

Насосная станция для орошения

390

200

200

0,8/0,8

250

7

7

1

63

Пункт приёма молока 10 т/смену

354

54

65

0,75/0,75

87

8

8

1

25

Холодильник для фруктов 50 т.

318

8

8

0,75/0,75

11

II. Линия - 2

1

9

1

250

Зерноток производительностью 10 т/час

309

250

250

0,7/0,75

357

2

10

1

25

Котельная с 4 котлами "Универсал-6" для отопления

386

28

28

0,8/0,9

35

3

11

1

100

Зернохранилище на 2500 т.

323

95

95

0,7/0,75

136

4

12

2

400

Комплекс по выращиванию и откорму КРС на 1200 г.

31

450

340

0,75/0,85

453

5

13

1

100

Репродуктивная Свиноферма на 4000 маток

21

90

50

0,75/0,85

120

6

14

2

630

Комбикормовый завод 60 т/сутки

193

650

650

0,7/0,75

928

III. Линия - 3

1

15

1

100

КБН - 350 ж.д.

602

0,5/40

1,5/121

0,9/0,93

130

2

16

1

25

МТП на 40 тракторов

374

20

10

0,7/0,75

28,6

3

17

2

630

Птицефабрика мясного направления на 30000 бройлеров

45

400

400

0,75/0,85

533

4

18

1

25

МТП на 30 тракторов

374

20

10

0,7/0,75

28,6

Итого: п/ст "Будёновск" КР=1,4; РР=2522 кВт; SР=3503 кВА.

V. Сведения о нагрузках трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ присоединённых к подстанции "Преображенское"

I. Линия - 1

1

1

1

63

КБН - 150 ж.д.

602

0,5/19

1,5/56

0,9/0,93

60,5

2

2

1

40

КБН - 200 ж.д.

602

0,5/13

1,5/39

0,9/0,93

42

3

3

1

100

Зернохранилище на 2500 т.

323

95

95

0,7/0,75

136

4

4

2

100

Холодильник для фруктов на 700 тонн

321

95

95

0,75/0,75

127

5

5

1

25

Котельная для отопления 2 котла "Универсал-6"

384

15

15

0,8/0,9

19

6

6

1

63

Центральные ремонтно-механические мастерские

380

60

30

0,7/0,75

86

7

7

1

63

Комбикормовый цех 10 т/смену

194

65

65

0,7/0,75

93

II. Линия - 2

1

8

1

100

Цех по переработке фруктов

333

100

100

0,75/0,8

133

2

9

1

25

МТП на 40 тракторов

374

20

10

0,7/0,75

28,6

3

10

1

25

Лесопильный цех с пилорамой Р - 65

343

23

2

0,7/0,75

33

4

11

1

40

КБН - 150 ж.д.

602

0,5/13

1,5/39

0,9/0,93

42

5

12

2

250

МТФ КРС на 1200 г.

27

220

220

0,75/0,85

293

6

13

2

250

МТФ КРС на 1200 г.

27

220

220

0,75/0,85

293

III. Линия - 3

1

14

2

250

МТФ КРС на 1200 г.

27

220

220

0,75/0,85

293

2

15

1

400

Комплекс по откорму свиней на 6000 г.

16

280

230

0,75/0,85

373

3

16

2

400

Птицеферма на 50 тыс. кур несушек

50

280

280

0,7/0,75

400

4

17

1

250

Зерноток 10 т/час

309

250

250

0,7/0,75

357

5

18

1

25

Овцеводческая ферма на 1000 голов

70

10

20

0,75/0,85

23,5

Итого: п/ст "Преображенская" КР=1,4; РР=1650 кВт; SР=2291 кВА.

Рис. 1.6 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ, присоединённых к п/ст "Покойное"

Рис. 1.7 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ, присоединённых к п/ст "Красный Октябрь"

Рис.1.8 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ, присоединённых к п/ст "Прасковея"

Рис. 1.9 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ присоединённых к п/ст "Будёновск"

Рис.1.10 Расчётная схема распределительных сетей 10 кВ, присоединённых к п/ст "Преображенское"

1.3 Выбор напряжения и схемы электроснабжения сельскохозяйственного района

Система централизованного электроснабжения включает в себя сети трёх типов: питающие сети, составляющие из линии электропередачи 35 - 110 кВ; распределительные сети напряжением выше 1 кВ, включающие линии напряжением 35 - 6 кВ и распределительные сети ниже 1 кВ состоящие из линии напряжением 0,38 кВ.

Выбор схем электроснабжения включает выбор номинальных напряжений сети, её конфигурацию, выбор и размещение трансформаторных подстанций различных напряжений, схемы их распределения к источникам питания.

Конфигурация схем электрических сетей зависит от ряда факторов, в том числе от числа, размещения электрических нагрузок и категорийности по надёжности электроснабжения потребителей, числа и размещения опорных подстанций энергосистем.

Целесообразно предусматривать, чтобы конфигурация и параметры сетей обеспечивали возможность последующего развития без серьёзных изменений.

Выбранные сети должны быть приспособлены к различным режимам работы при изменении нагрузки, а так же в после аварийных ситуациях.

1.3.1 Выбор вариантов схемы электроснабжения

Намечаются сочетания напряжения питающих и распределительных сетей.

Вариант I - 110/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередачи;

Вариант II - 35/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередачи;

Определяется значение допустимого суммарного отклонения напряжения для всех звеньев передачи по заданному режиму уровней напряжения источника питания по принятому режиму регулирования напряжения на трансформаторах.

На шинах 35 и 110 кВ источника питания осуществляется встречное регулирование напряжения: при максимуме нагрузки UC=1.05UН, При 25 % нагрузки UC=UН.

Суммарные допустимые потери напряжения определяются согласно [10], зная закон регулирования напряжения на источнике питания и принимая, ориентировочно пределы регулирования напряжения на трансформаторах с РПН 8% и исходя из допустимых отклонений напряжения у потребителя, данные заносятся в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 Отклонения напряжения при питании потребителей сельскохозяйственного района от шин 110 35 кВ

Элементы установки

Отклонение напряжения

Наиболее удалённом ТП

Ближайшем ТП

При нагрузке %

100

25

100

25

1. Шины 110 35 кВ

+5

0

+5

0

2. сети напряжением 110 35 кВ

-4

-1,0

-4

-1,0

3. Трансформатор 110 35/10 кВ надбавки

+5

+5

+5

+5

Потери

-4

-1

-4

-1

4. Сеть напряжением 10 кВ

-3

-0,75

0

0

5. Трансформатор 10/0,4 кВ надбавки

+2,5

+2,5

+2,5

+2,5

6. Сеть напряжением 0,4 кВ

-2,5

0

-5,5

0

-5

+3,75

-5

+4,5

Определяется центр перегрузок района.

Из анализа расчётных нагрузок хозяйств района следует, что центрами сосредоточения нагрузок необходимо считать населённые пункты с. Преображенское, с. Прасковея, г. Будённовск, с. Покойное, с. Красный октябрь, при этом город Будённовск находится ближе всего к центру питания и находится от него (энергосистема) в 50 км.

Определяется ориентировочное значение потери напряжения питающей сети согласно табл. 1.3 UП=4%.

Допустимая потеря напряжения в распределительной сети 10 кВ и 0,4 кВ составит Uр=5,5%.

Выбираем оптимальное значение приведённой плотности тока для распределительной сети выше 1000 В.

Определяется коэффициент динамики роста нагрузок. Методические указания к технико-экономическим расчётам при выборе схем и параметров электрических сетей рекомендуют определять коэффициент роста нагрузок по следующей приближённой формуле:

т= (1.6)

где S1 - расчётная мощность первого года эксплуатации сетей, отнесённая к расчётной мощности пятого года SР;

St - наибольшая расчётная мощность за пределами пятого года эксплуатации отнесённая к SР;

При S1=0,5; St=1,0; t=0.86. Оптимальное значение приведённой плотности тока для сочетания напряжения 110/10 кВ согласно [12] jпр=0,76. Определяем экономический радиус распределительной сети выше 1000 В.

RЭ=, (1.7)

где UР - линейное напряжение распределительной сети, кВ;

КР - коэффициент учитывающий криволинейность дороги;

Р - коэффициент учитывающий параметры сопротивления линии и cos , Р=1,0 [12].

RЭ==12 км

Определяется целесообразное число подстанций районного значения согласно источникам [10], [12].

N=PРЗ , (1.8)

где РРЗ - расчётная перспективная нагрузка района, кВт;

РОР - плотность нагрузки сельскохозяйственного района, кВт/км2;

ХР, ШР, ФР - параметры, определяемые сочетанием напряжений, динамикой поста нагрузок, потерями энергии, экономическими показателями, параметры определяются по [12]

РОР=, (1.9)

где SР - площадь района, км2.

РОР==2,69 кВт/км2

N=9860=3.94

Определяем местонахождения районных понижающих подстанций. Для этой цели круги радиуса RЭ накладываем на карту района с таким расчётом, чтобы в зоне кругов оказалось максимальное число населённых пунктов, и центр окружности совпадал с населённым пунктом, имеющим максимальную нагрузку.

В пределах экономического круга намечаем число фидеров и конфигурацию распределительной сети для электроснабжения населённых пунктов. При этом учитываем, что электрифицируемый район располагает современным, высокоразвитым сельскохозяйственным производством, имеющим потребителей первой и второй категории по условиям надёжности электроснабжения. Питающие линии 110 - 35 кВ в выбранных вариантах выбираем двухцепными.

1.3.2 Выбор силовых трансформаторов

При выборе вариантов электроснабжения в первую очередь необходимо выяснить, можно ли применять однотрансформаторную подстанцию. Установка двух трансформаторов на подстанции обязательна, когда хотя бы одна из линий напряжением 10 кВ, отходящих от рассматриваемой подстанции, питающей потребители первой и второй категории надёжности электроснабжения не может быть зарезервирована от соседней подстанции 35 - 110 кВ, имеющее независимое питание с рассматриваемой; расчётная нагрузка подстанции требует установки трансформатора мощностью 6300 кВА; от шин 10 кВ отходят шесть и более линий напряжением 10 кВ расстояние между соседними подстанциями более 15 км [8]. По перечисленным условиям для всех вариантов электроснабжения выбираются двухтрансформаторные подстанции на напряжение 35 - 110 кВ.

1.3.2.1 Выбор типов трансформаторов

На РТП 35 - 110 кВ сельских электрических сетей устанавливают трансформаторы ТМН с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).

На потребительских подстанциях 10 кВ устанавливают трансформаторы типа ТМ с переключением без возбуждения (ПБВ), с переключением ответвлений обмотки высшего напряжения при отключённом трансформаторе и приделами регулирования 2х2,5%.

1.3.2.2 Выбор мощности трансформаторов

В соответствии с рекомендациями по проектированию электроснабжения сельского хозяйства мощность трансформаторов напряжением 110 - 10 кВ на подстанциях определяют экономическим интервалом нагрузки. Для трансформаторных подстанций достаточным условием для выбора служит выражение

SЭНSPSЭ.В (1.10)

где SЭН и SЭ.В - соответственно нижняя и верхняя граница интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной мощности, кВА, таблица 7.1 … 7.2 [8];

SP - расчётная нагрузка подстанции, кВА.

Пример расчёта: Потребитель - комбикормовый цех на 15 т. в смену, потребитель III категории надёжности электроснабжения, SP=86.7 кВА; мощность трансформатора для ТП 10/0,4 кВ выбирается по таблице 7.2 [8] и она составит 63 кВА. Аналогично производится однотрансформаторные подстанции 10/0,4 кВ. Данные выбора заносятся в таблицу 1.2

Номинальная мощность трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций определяют по условиям их работы, как в нормальном, так и в послеаварийном режимах. Номинальным режимом считается работа обоих трансформаторов, каждый на свою секцию; послеаварийным - работа одного трансформатора на обе секции.

Мощность трансформаторов в нормальном режиме при равномерной их нагрузке для подстанции напряжением 35 - 110 кВ и 10 кВ выбирается исходя из требований

SЭ.Н<0,5SP<SЭ.В (1.11)

где SЭ.Н и SЭ.В - соответственно нижняя и верхняя границы интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной мощности, кВА, таблица 7.1 … 7.2 [8];

SP - расчётная нагрузка подстанции, кВА.

В послеаварийном режиме мощность трансформатора соответствующую условию (1.11) проверяют с учётом возможных вариантов резервирования потребителей по сетям низкого напряжения.

SНОМ=SPПЕР (1.12)

где КПЕР - коэффициент аварийных допустимых перегрузок, выбирается по таблице 7.3 [8].

Зная КПЕР для трансформаторов с высшим напряжением 110 - 35 кВ находят по кривым их нагрузочной способности [8].

Пример расчёта: Вариант I подстанция "Красный Октябрь" с трансформаторами U=110 кВ. Расчётная нагрузка SP=3992 кВА согласно условию выбора (1.12), мощность трансформатора в послеаварийном режиме определяется

SНОМ==2661,3 кВА

Выбираем два трансформатора типа ТМН 4000/110

Аналогично выбираем мощность трансформаторов на других подстанциях, данные заносим в таблицу 1.4

Таблица 1.4 Силовые трансформаторы

Подстанция

Вариант I

Вариант II

Тип трансформатора

Кол-во

Тип трансформатора

Кол-во

1. Преображенская

ТМН 1600/110

2

ТМН 1600/110

2

2. Покойное

ТМН 2500/110

2

ТМН 2500/110

2

3. Красный Октябрь

ТМН 4000/110

2

ТМН 4000/110

2

4. Прасковея

ТМН 1600/110

2

ТМН 1600/110

2

5. Будённовск

ТМН 2500/110

2

ТМН 2500/110

2

Рис 1.11 Вариант I напряжением 110/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередач

.

Рис 1.12 Вариант I напряжением 110/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередач

1.3.3 Определение сечения проводов питающих линий электропередач

Расчёт питающей линии 0 - 1, схема которой приводится на рис. 1.13

Рис. 1.13 Схема к расчёту питающей линии 0 - 1

Рассчитывается сечение проводов ЛЭП, для чего выбирается экономическая плотность тока j при ТМАХ=3000 ч [3,6,7,9] j=1,3 А/мм2.

FЭК=, (1.13)

где FЭК - сечение провода, мм2; IР - расчётный ток, А.

IP= (1.14)

IP==64,7 А

FЭК==49,8 мм2

Для потребителей I - ой категории принимаем двухцепную линию

F'ЭК=, (1.15)

F'ЭК==24,9 мм2

По условиям коронирования для линии электропередач напряжением 110 кВ выбирается провод АС - 70 [3,7,16].

Составив схему замещения рис. 1.14 определяются постоянные её значения для провода АС - 70

Го = 0,45 Ом/км П.4 [7].

Хо = 0,44 Ом/км П.14 [10,3,16].

Во = 2,47 10-6 Ом-1/км П.7 [15,18,17]

Рис. 1.14 Схема замещения питающей линии 0 - 1

Сопротивления воздушных линий электропередач определяются по формулам:

R12 = , (1.16)

X12 = (x0 l) / 2, (1.17)

где L - длина линии, км; r0 - удельное активное сопротивление провода, Ом/км; х0 - удельное индуктивное сопротивление провода Ом/км;

R12 = = 11,25 Ом.

Х12 = = 14,3 Ом.

Определяется емкостная проводимость линии по формуле (1.18).

В1 = В2 = , (1.18).

Где в0 - удельная емкостная проводимость, Ом-1/км.

В1 = В2 = = 1,37 10-6 Ом-1

Определяются активное и индуктивное сопротивления трансформаторной подстанции:

R23 = , (1.19)

Где Рк - потери короткого замыкания, кВт;

Uном - номинальное напряжение высшего порядка, кВ;

Sном - номинальная каталожная мощность, мВА.

Х23 = (1.20)

где Uк - напряжение короткого замыкания, %; n - число трансформаторов.

R23 = = 21,3 Ом

Х23 = = 254,1 Ом

Определяется реактивная мощность холостого хода группы n - трансформаторов:

?Uхх = n, (1.21)

где Iо - ток холостого хода, %;

?Qхх = = 75 кВАр.

Рассчитывается линия электро передач по звеньям рис. 1.14.

Второе звено. По условию расчета активная мощность потребителя в конце звена Рз = 2,525 МВт, коэффициент мощности cos = 0.8.

Тогда реактивная мощность определяется по формуле:

Qз = Рз tg (1.22.)

Qз = 2,525 0,75 = 1,894 Мвар.

Потери мощности во втором звене запишутся

2 = R23 (1.23.)

2 = 21,3 = 0.018 мВт.

Потери реактивной мощности определяются:

?Q2 = Х23 (1.24.)

?Q2 = 254,1 = 0,215 мВAP.

Потери напряжения в звене, продольная составляющая

?U2 = (P3 R23 Qз X23) / Uз (1.25)

?U2 = = 4,86 кВ

поперечная составляющая

U2 = (P3 X23 - Q3 R23) / U3 (1.26.)

U2 = = -3,9 кВ.

Определим мощность и напряжение в начале второго звена:

Р2 = Р3 + ?Р3

Q2 = Q3 + ?Q3

Р2 = 2,525 + 0.018 = 2,543 мВт;

Q2 = 1,894 + 0,215 = 2,109 Мвар.

Uз = (1.28)

Uз = = 114,93 кВ.

Данные, полученные при расчете сводим в таблицу 1.5.

Таблица 1.5 Расчет линий электропередач по звеньям

Номер звена

Напряже-ние в конце звена U, кВ

Мощность в конце звена

Потери мощности

Потери напряжения

Мощность в начале звена

Напряж-е в начале звена, U, кВ

P,

МВт

Q,

МВАР

?P,

МВт

?Q,

МВАР

?U,

кВ

U,

кВ

P,

МВТ

Q,

МВАР

2

110

2,525

1,894

0,018

0,215

4,86

-3,9

2,543

2,109

114,9

1

114,9

2,543

1,09

0,0065

0,0063

0,35

0,14

2,55

1,096

115,25

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

1 = R12 (1.31)

1 = = 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 (370) 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 = KоднSp

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 Kд - коэффициент 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;

л, ?Рп/ст - соответственно суммарные потери мощности в электрических линиях и на подстанциях, кВт.

Потери мощности в линии определяется:

л = 3I2р 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.

л = (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:

т = ?Рст n + ?Рм. ном()2, (1.45)

где ?Рст - потери в стали трансформатора, кВт;

n - количество параллельно включенных трансформаторов;

м. ном - потери мощности в обмотках трансформатора, кВА.

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

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

т = 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.

Таблица 1.10 Потери мощности в линиях электропередач 110 кВ

Вариант I 110/10 кВ

Вариант II 110/10 кВ

Номер линии

Рл, кВт

Номер линии

Рл, кВт

0 - 1

198,9

0 - 1

198,9

1 - 2

38,1

1 - 2

38,1

1 - 4

2,4

1 - 4

9,3

1 - 5

2,7

4 - 5

2,1

2 - 3

6,8

2 - 3

6,8

Рл=248,9 кВт

Рл=255,2 кВт

Таблица 1.11 Потери мощности в трансформ-х подстанций 110/10 кВ

Вариант I 110/10 кВ

Вариант II 110/10 кВ

Трансформаторы

Рп/ст, кВт

Трансформаторы

Рп/ст, кВт

п/ст "Покойное"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

27,3

п/ст "Покойное"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

27,3

п/ст "Кр. Октябрь"

ТМН 6300/110 кВх2шт.

30,8

п/ст "Кр. Октябрь"

ТМН 6300/110 кВх2шт.

30,8

п/ст "Прасковея"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

21,9

п/ст "Прасковея"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

21,9

п/ст "Будёновск"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

34,6

п/ст "Будёновск"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

34,6

п/ст "Преображенское"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

21,9

п/ст "Преображенское"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

21,9

Рп/ст=136,5 кВт

Рп/ст=136,5 кВт

Результаты расчетов капитальных затрат по вариантам сведены в таблицу 1.12. Капитальные вложения в ячейки ОРУ - 110 кВ на пункте питания от энергосистемы будут величиной постоянной для вариантов I и II и составят Кя = 90 млн. руб.

Таблица 1.12 Капитальные вложения в электрическую сеть.

Варианты

Кл, млн. руб.

Кп/ст, млн. руб.

Кя, млн. руб.

Кq, млн. руб.

К млн. руб.

I

6095,5

1488

90

12,1

7685,6

II

5840,0

1518,0

90

12,3

7460,3

1.4.2 Определение ежегодных издержек.

Ежегодные издержки производства представляют собой сумму всех отчислений и расходов связанных с эксплуатацией данной электроустановки для каждого звена электрической сети определяются по формуле:
И = + + Кя + лл + тп/ст + 3 (1.46)
где Кл - капитальные вложения на сооружение - ой линии электропередач, млн. руб.;
Раi, Ртрi = отчисления в процентах на амортизацию линии и текущей ремонт;
Кп/стi - капитальные вложения на сооружение подстанции, млн. руб.;
Р`а, Р'тр - отчисления в процентах на амортизацию и текущий ремонт подстанций;
Кя - капитальные вложения на сооружение ячейки ОРУ в месте присоединения сети к энергосистеме, млн. руб.;
Р''а, Р''тр - отчисления в процентах на амортизацию и текущий ремонт ячейки;
л - удельные затраты на потери электроэнергии в воздушных линиях, руб./кВт час;
т - удельные затраты на потери электроэнергии в трансформаторах понизительных подстанций, , руб./кВт час;
л, ?Ап/ст - суммарные потери электроэнергии в линиях и на подстанциях, кВт/час;
З - заработная плата и другие расходы связанные с эксплуатацией сетей, млн. руб.

Согласно [9] при технико-экономическом сопоставлении вариантов электрических сетей, затраты на эксплуатацию (текущий ремонт, зарплату персоналу и общественные расходы) допускается определять в процентах от капиталовложений формула (1.47.) перепишется следующим образом:

И = + + Кя + лл + тп/ст, (1.47)

где Рэ Р'э Р''э - отчисления в процентах, соответственно на эксплуатацию линий и ячейки ОРУ в месте присоединения сети в энергосистеме. Потери электроэнергии в линиях электропередач определяется по формуле:

л = З I2max R 10-3 , (1.48)

где Imax - максимальный ток в линии, А; R - активное сопротивление линии, Ом; - время наибольших потерь, ч.

Для сельскохозяйственных потребителей:

= 0,69 Тм - 584, (1.49.)

Для сельскохозяйственных сетей Тм = 3500 ч, поэтому

= 0,69 3500 - 584 = 1831 час.

Потери электроэнергии в трансформаторах подстанций определяется:

п/ст = [ ?Pm + ?Рст 8760]. (1.50.)

Результаты расчетов потерь энергии в линиях сведены в таблицу 1.13., а результаты расчетов потерь энергии в трансформаторных подстанциях в таблицу 1.14.

Издержки на амортизацию и обслуживание линий.

Пример расчета. Вариант I. Амортизационные отчисления на линии 110 кВ. Ра 110 = 2,4%. Затраты на эксплуатацию линии 110 кВ Рэ = 0,4%:

Кл = 6095,5 = 170,6 млн. руб.

Издержки на амортизацию и обслуживание подстанций.

Пример расчета. Вариант I.

Кп/ст = 1488 = 139,9 млн. руб.

Таблица 1.13 Потери электроэнергии в линиях 110 кВ

Вариант I 110/10 кВ

Вариант II 110/10 кВ

Номер линии

Ал, кВтчас

Номер линии

Ал, кВтчас

0 - 1

364185,9

0 - 1

364185,9

1 - 2

69761,1

1 - 2

69761,1

1 - 4

4394,4

1 - 4

17028,3

1 - 5

4943,7

4 - 5

3845,1

2 - 3

12450,8

2 - 3

12450,8

Рл=455735,9 кВтч

Рл=467271,2 кВтч

Таблица 1.14 Потери электроэнергии в трансформаторах подстанций

Вариант I 110/10 кВ

Вариант II 110/10 кВ

Трансформаторы

Ап/ст, кВтч

Трансформаторы

Ап/ст, кВтч

п/ст "Покойное"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

83123,3

п/ст "Покойное"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

83123,3

п/ст "Кр. Октябрь"

ТМН 6300/110 кВх2шт.

112472,8

п/ст "Кр. Октябрь"

ТМН 6300/110 кВх2шт.

112472,8

п/ст "Прасковея"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

73235,9

п/ст "Прасковея"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

73235,9

п/ст "Будёновск"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

96489,6

п/ст "Будёновск"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

96489,6

п/ст "Преображенское"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

73235,9

п/ст "Преображенское"

ТМН 2500/110 кВх2шт.

73235,9

Рп/ст=438557,5 кВтч

Рп/ст=438557,5 кВтч

Издержки на амортизацию и обслуживание ячеек ОРУ в месте присоединения сети к энергосистеме.

Кя = 90 = 8,46 млн. руб.

Нормы на амортизацию взяты из [15].

Затраты на возмещение потерь электроэнергии в линиях и на подстанциях. Согласно [4] для зоны Северного Кавказа стоимость потерь электроэнергии в линиях 110= 26 коп./кВт ч.

Пример расчета. Вариант I.

110л110 + т110/10т110/10= 26455735,9+27,7438557 = 239,9 тыс. руб.

Результаты расчетов для вариантов сведены в таблицу 1.15.

Определяются суммарные приведенные затраты для вариантов:

З = И + Ен К , (1.41)

где Ен - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений;

Ен = , (1.51)

где Тн - нормативный срок окупаемости Тн = 5 лет. Расчет приведенных затрат сводится в таблицу 1.16.

Таблица 1.15 Ежегодные издержки

Статьи издержек

Варианты

I

II

Издержки на амортизацию и обслуживание линий, млн. руб.

170,6

163,5

Издержки на амортизацию и обслуживание подстанций, млн. руб.

139,9

141,3

Издержки на амортизацию и обслуживание ячеек, млн. руб.

8,46

8,46

Затраты на возмещение потерь электроэнергии, млн. руб.

239,9

243,0

Суммарные ежегодные издержки, млн. руб.

558,9

556,3

Таблица 1.16 Суммарные приведенные затраты

Варианты

И, млн. руб.

К, млн. руб.

З, млн. руб.

I

558,9

7685,6

2096,0

II

556,3

7460,3

2048,4

Анализ таблицы 1.16 показал, что оба варианта практически равнозначны. Выбираем вариант I по техническим соображениям, т. к. он содержит большее количество подстанций тупикового типа, которые выполнены по более простым схемам и более удобны в обслуживании.

1.5 Выбор схем распределительных устройств подстанций

Схемы распределительных устройств подстанций на всех напряжениях выбираются с учетом числа присоединений и назначения подстанции.

При выборе схем подстанции они должны удовлетворять: надёжности электроснабжения потребителей, транзита мощности через подстанцию, возможности проведения ремонтных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений, учитывать перспективу развития.

Трансформаторная подстанция "Будёновск" является для всех вариантов узловой, РУ 110 кВ выполняется по схеме с одной рабочей секционированной и одной обходной системой шин.

Подстанции "Преображенское", "Прасковея", "Красный Октябрь" являются тупиковыми. Схемы подстанций представляют собой два блока "линия - трансформатор" с автоматической перемычкой со стороны питающей линии и с установкой короткозамыкателей и отделителей, подстанция "Покойное" выполнена на отпайках.

1.6 Расчет токов короткого замыкания

Расчет короткого замыкания проводится с целью выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих устройств, выявления необходимости ограничения величины тока короткого замыкания и проектирования устройств релейной защиты и автоматики. Расчетная схема сети приведена на рис. 1.21. а схема замещения на рис. 1.22. По данным энергосистемы мощность трёхфазного короткого замыкания питающей системы в месте присоединения Sк.с= 1000 МВА. Расчет выполняется в относительных единицах. Принимается базисная мощность S= 100 МВА. Определяются сопротивления элементов схемы. Расчет приводится только для характерных элементов схемы. Остальные данные приведены на рис. 1.22.

Сопротивление системы.

Хс = (1.52)

Хс = = 0,1

Сопротивление воздушной линии

Х = (1.53)

r = (1.54)

где х0, r0 - индуктивное и активное сопротивление 1 км провода [12], Ом/км, L - длина линии, км.

Активное сопротивление учитывается только при условии, что r x где r, x - суммарное активное и реактивное сопротивление до точки короткого замыкания.

Сопротивление трансформатора

Хт = (1.55)

Для трансформаторов с Sн>630 кВА r0, сопротивление Хн%Uк%

Результаты расчётов сводим в таблицу 1.17.

Рис. 1.20 Расчетная схема для определения токов КЗ

Рис.1.21 Схема замещения питающей сети 110 кВ

Таблица 1.17 Расчет токов короткого замыкания

Точка К. з.

Хэкв

rэкв

Zэкв

I''(2), А

I''(3), А

Sк, мВА

у(3)

К - 1

0,2

0,95

0,97

518

445

103,2

1295

К - 2

4,4

0,95

4,5

1222

1051

22,2

2627

К - 3

0,283

0,17

0,33

1524

1320

290,3

3879

К - 4

1,88

0,17

1,88

2925

2533

53,1

7446

К - 5

0,279

0,32

0,42

1197

1037

238,4

3048

К - 6

1,87

0,32

4,89

2910

2520

52,9

7407

К - 7

0,269

0,159

0,41

1212

1042

241,4

3085

К - 8

4,47

0,159

4,48

1227

1055

22,3

3125

К - 9

0,28

0,151

0,32

1571

1351

312,9

3439

К - 10

1,88

0,151

1,89

2910

2520

52,9

7407

1.7 Выбор электрических аппаратов распределительных устройств 110 и 10 кВ

Выбор электрических аппаратов должен производиться в соответствии с вычисленными максимальными величинами токов, напряжений, мощностей отключений для двух режимов: нормального и режима короткого замыкания. К таким аппаратам относятся: выключатели разъединители, предохранители, измерительные трансформаторы. При выборе производится сравнение расчётных величин с допускаемыми значениями. При этом расчётные значения должны быть меньше допустимых (табличных).

Результаты выбора аппаратов приведём в таблицах 1.18-1.22

Таблица 1.18 Данные разъединители РНД 3 - 2 - 110/1000 У1


Подобные документы

  • Электрические нагрузки района. Выбор числа, мощности, схем, мест расположения трансформаторных пунктов. Выбор схемы электроснабжения, линий электропередач, силовых трансформаторов, токов короткого замыкания, электрических аппаратов, релейной защиты.

    дипломная работа [2,9 M], добавлен 15.02.2017

  • Определение электрических нагрузок линий напряжения 0,38 кВ, расчет трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности; токов короткого замыкания. Выбор потребительских трансформаторов. Электрический расчет воздушных линий 10 кВ.

    курсовая работа [207,7 K], добавлен 08.06.2010

  • Разработка вариантов схем электрической сети. Определение потокораспределения и выбор сечений проводов воздушных линий. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и проверка оборудования подстанции. Выбор и расчет релейной защиты, заземления, молниезащиты.

    курсовая работа [744,2 K], добавлен 11.05.2012

  • Выбор схемы и линий электроснабжения оборудования. Расчет электрических нагрузок, числа и мощности питающих трансформаторов. Выбор компенсирующей установки, аппаратов защиты. Расчет токов короткого замыкания и заземляющего устройства и молниезащиты.

    курсовая работа [663,0 K], добавлен 04.11.2014

  • Определение расчетной нагрузки сети, величины напряжения внешнего электроснабжения. Выбор силовых трансформаторов. Расчет воздушных и кабельных линий электропередач. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов, изоляторов и шин.

    курсовая работа [2,1 M], добавлен 25.03.2013

  • Выбор схемы внешнего электроснабжения, величины напряжения, силовых трансформаторов. Расчет электрических нагрузок, воздушных и кабельных линий, токов короткого замыкания. Проверка кабельных линий по потерям напряжения. Компенсация реактивной мощности.

    дипломная работа [387,4 K], добавлен 28.09.2009

  • Проектирование электрических линий: расчет электрических нагрузок, токов короткого замыкания и защитного заземления, выбор потребительских трансформаторов, оценка качества напряжения у потребителей. Конструктивное выполнение линии с заданными параметрами.

    курсовая работа [729,3 K], добавлен 11.12.2012

  • Разработка принципиальной схемы электроснабжения микрорайона города. Расчет электрических нагрузок. Определение числа, мощности и мест расположения трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и релейной защиты. Выбор коммутационной аппаратуры.

    дипломная работа [1,2 M], добавлен 15.02.2017

  • Расчет электрических нагрузок завода и термического цеха. Выбор схемы внешнего электроснабжения, мощности трансформаторов, места их расположения. Определение токов короткого замыкания, выбор электрических аппаратов, расчет релейной защиты трансформатора.

    дипломная работа [2,6 M], добавлен 30.05.2015

  • Электроснабжение ремонтно-механического цеха. Установка компрессии буферного азота. Расчет электрических нагрузок систем электроснабжения. Выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и релейной защиты силового трансформатора.

    методичка [8,1 M], добавлен 15.01.2012

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.