4.2 Вариант 110 Кв

Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-10000/110: Р_хх=14 кВт, Р_кз=58 кВт, I_xx=0,9%, U_к=10,5%. Потери мощности в трансформаторах находим по формулам (32):

∆Р_m = 2 ∙ (14+ 0,58² ∙58) = 67,02 кВт

∆Q_m =

Потери электрической энергии в трансформаторах находим по формуле (33):

∆А_т = 2 ∙ (14 ∙ 8760 + 0,58 ² ∙ 58 ∙2018,3) = 324,04 ∙ 10³ кВт ∙ ч

Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии рассчитывается по формуле (34):

S_р.л = кBA

Расчетный ток одной цепи линии определим по формуле (35):

I_р.л =

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи) рассчитаем по формуле (36):

I_п.а = 2 ∙ 38,7 = 77,4 А

Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока

(j_э=1,1 А/мм2) по формуле (37):

F_э =

Минимально допустимое сечение провода по короне для 110 кВ равно 70мм. Выбираю провод АС-95/16, I_доп=330А, r₀=0,329 Ом/км, х₀=0,0602 Ом/км.

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 330 > 77,4 А

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год определим по формуле (38):

Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП.

Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4. Определяем параметры схемы замещения. Нам известна мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы

S_к=3784,5 МВА. Принимаем базисную мощность S_б =1000 МВА, и базисное напряжение U_б=115 кВ.

Суммарное сопротивление системы в относительных единицах определим по формуле (39):

Х_СΣ =

Сопротивление воздушной линии 110 кВ в относительных единицах определяем по формуле (40):

Х_л = I_{раб.утяж} =

Рисунок 4.2.1- Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания

Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X₁ = Х_СΣ = 0,264 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания) определим по формуле (42):

I_к1 =

Ударный ток короткого замыкания определим по формуле (43):

I_у =

Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.

Устанавливаем элегазовый выключатель типа: ВГБ-110I-40/2000У1.

Апериодическая составляющая: i_a.τ =

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Т_а = 0,02 с.

τ =

где t_c.з = 0,01 - время срабатывания защиты;

t_c.в =0,03 -собственное время отключения выключателя.

τ = 0,01 + 0,03= 0,04 с.

i_a.τ = = 13.34 кА

Тепловой импульс:

В_к = I_по² ( t₀ + T_a )

t₀ = tрз +tов = 0,5 +0,055 = 0,555 с

где tрз – время срабатывания релейной защиты (МТЗ)

tов – полное время отключения выключателя

В_к = 19² (0,555 +0,02) = 207.575 кА² с

Определим ток короткого замыкания в точке К-2:

Х₂ =

Х₂ = 0,264+0,023=0,287 о.е.

I_к2 =

i_у =

i_aτ =

В_к = 17.5²(0,555 +0,05) = 185.28 кА² с

Согласно завода изготовителя апериодическая составляющая в отключаемом токе для времени τ равна

i_аном = √2∙(β_н/100)∙I_{откл.ном.} = √2∙(36/100)∙40 =20,4 кА

где β_н – содержание апериодической составляющей = 36%

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.2.1.

Таблица 4.2.1 - Оборудование 110 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель	Разъединитель
	ВГБ-110I-40/2000У1	РГП-110/2000УХЛ1
Uс= 110 кВ	Uн =110 кВ	Uн =110 кВ
Iраб.утяж = 112,46 А	Iн =2000 А	Iн =2000 А
Iп,о=Iп,τ= 17,55 кА	Iоткл.ном = 40 кА	-
Iа,τ = 7,8 кА	iа ном = 23,758 кА	-
iуд = 42,69 кА	iдин = 102 кА	iдин = 100 кА
Bк = 146,3 кс	тер∙tтер= 3200 к∙с	тер∙tтер= 3200 к∙с

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-110У1, в нейтраль силового трансформатора включаем 2×ОПН-110У1, ЗОН-110У-IУ1 (I_н = 400 А, t_тер = 119,07 кА²с).

4.3. Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения

При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.

Годовые приведенные затраты находятся по формуле:

З = (59)

Е_i = Е_н + Е_аi + Е_mрi (60)

где Е_i – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Е_н = 0,12, отчислений на амортизацию Е_аi и расходов на текущий ремонт. Отчисления на амортизацию, обслуживание, текущий ремонт принимаются по [Л12];

К_i – сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников. Стоимости отдельных элементов схемы электроснабжения определяются по [Л12];

С_э – стоимость годовых потерь электроэнергии.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу: С_э = (∆А_т + ∆А_л)∙С₀ (48)

С₀ = δ (49)

где С₀ – удельная стоимость потерь электроэнергии;

α – основная ставка тарифа;

β – стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии;

Для 35 кВ: α = 225,51 ∙ 12 = 2706,12 руб/кВт год; β= 1,261 руб/кВ∙ч;

Для 110 кВ: α = 218,58 ∙ 12 = 2622,96 руб/кВт год; β= 1,153 руб/кВ∙ч;

К_м = ∆Р_э/∆Р_м = 0,86 – отношение потерь активной мощности предприятия ∆ Р_э в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Р_м активной мощности предприятия.

∆ - поправочный коэффициент коэффициент δ = 1,04 для 110 кВ;

δ = 1,03 для 35 кВ.

С_э110 = (324,04+29,8)∙10³∙2,361=835416,24

С_э35 = (372,03 + 139,2)∙10³∙2,487=1271429,01

Результаты сравнения вариантов 35 и 110 кВ сведены в таблицу 4.2.2.

Таблица 4.2.2- Экономические показатели варианта 35; 110 кВ

Наименование оборудования	Единицы измерения	Количество	Стоимость единицы, тыс.руб	Капиталовложения, тыс.руб	Отчисления Е, о.е.	Затраты К*Е, тыс.руб	Потери электроэнергии ∆А, кВт*ч	Стоимость потерь электроэнергии Сэ
35 кВ
Разъеденитель РДЗ.1-35/630У1	полюс	18	6,99	125,82	0,193	24,283
Выключатель ВГБЭ-35Б-12,5/630УХЛ1	шт	4	400	1600	0,193	308,8
ОПН-У-35	шт	6	15	90	0,193	17,37
Трансформатор силовой ТДНС-10000/35	шт	2	1800	3600	0,193	694,8	372030
Трансформатор тока ТФЗМ-35М-У1	шт	6	41,92	251,52	0,193	48,54
ВЛ-35 на ЖБ опорах (двухцепная)	км	5	2484,3	12421,5	0,152	1888,1	13920
Итого				18088,84		2981,893	385950	1271,429
110 кВ
Разъединитель РГП-110/2000УХЛ1	полюс	18	9,708	138,744	0,193	26,78
Выключатель ВГБ-110I-40/2000У1	шт	4	600	2400	0,193	463,2
ОПН-У110/56 ОПН-У110/77	шт	8	25	200	0,193	38,6
Трансформатор ТДН-10000/110	шт	2	3000	6000	0,193	1158	324040
Трансформатор тока ТФЗМ110Б-1У1	шт	6	6,96	41,76	0,193	8,06
ЗОН-110У	полюс	6	15	90	0,193	17,37
ВЛ-110 на ЖБ опорах (двухцепная)	км	5	2887,5	14437,5	0,152	2194,5	29800
Итого				23308		3906,51	353840	835,416

Результаты сравнения вариантов сведены в таблицу 4.2.3.

Таблица 4.2.3- Сравнение экономических показателей

Вариант	Капитальные затраты К, тыс.руб	Приведенные капитальные затраты ΣЕiКi, тыс.руб	Потери электроэнергии Σ∆А,кВт*ч	Стоимость потерь электроэнергии Сэ, тыс.руб	Приведенные затраты З, тыс.руб
35кВ	18088,84	2981,893	385950	1271,429	2487
110 кВ	23308	3906,51	353840	835,416	2361

В результате расчетов видим, что приведенные затраты по варианту 35 кВ превышают приведенные затраты по варианту 110 кВ в 1,05 раза. В качестве напряжения внешнего электроснабжения, мы принимаем напряжение равное 110 кВ (рисунок 3.2).

Примечание. Расчет стоимости воздушных линий на ЖБ опорах (двухцепных) произведён по справочным материалам для курсового и дипломного проектирования Б.Н.Неклепаева, И.П.Крючкова в ценах 1984г., по справочнику ЧелСцена часть II «Стоимость работ, услуг и объектов строительства» 2007г. через индекс к ценам 1984г. (инд.=76,51).