Графическая часть курсового проекта ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ КУРСОВОГО ПРОЕКТА СОДЕРЖАНИЕ Введение 4 1 Технологическая часть 6 1.1 Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории электроснабжения 6 1.2 Конструктивное исполнение подстанций 8 1.3 Выбор схемы электроснабжения и величины питающего напряжения 9 1.4 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции 13 2 Расчетная часть 15 2.1 Расчет электрических нагрузок 1 6 2.2 Расчет величины питающего напряжения 18 2.3 Расчет мощности трансформаторов подстанции 26 2.4 Проверка выбранных питающих линий 30 2.5 Расчет токов короткого замыкания 36 2.6 Выбор и проверка оборудования РУ-6 (10) кВ 38 2.7 Расчет релейной защиты 46 Заключение 54 Литература 56 ВВЕДЕНИЕ Системой электроснабжения (СЭС) называется совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. СЭС промышленных предприятий снабжают электроэнергией установки промышленных предприятий, к которым относятся электродвигатели, электропечи, осветительные устройства. Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин и механизмов, строительством электростанций. Передача электроэнергии на большое расстояние к центрам потребления осуществляется линиями электропередачи высокого напряжения. В настоящее время большинство потребителей получает электроэнергию от энергосистем. По мере развития электропотребления эти системы усложняются. В них включаются сети высокого напряжения, распределительные сети, а в ряде случаев и сети промышленных ТЭЦ. Возникает необходимость внедрять автоматизацию СЭС промышленных предприятий и производственных процессов, осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии электроэнергии. Переход на автоматизированную систему управления может быть успешным только в наличии средств автоматики и квалифицированных инженеров в области автоматизированного электроснабжения. Важной особенностью СЭС является возможность создания запасов основного используемого продукта электроэнергии. Вся получаемая электроэнергия немедленно потребляется. При непредвиденных колебаниях нагрузки необходимо точная и немедленная реакция системы управления, компенсирующая возникший дефицит. СЭС крупного предприятия свойственно наличия глубоких внутренних связей, не позволяющих расчленять системный комплексный подход, учитывающий взаимовлияние факторов и учет их динамичности. Под влиянием разнообразных возмущений происходит непрерывное изменение состояние системы. [5] Задачей курсового проекта является правильный и обоснованный выбор: - схемы электроснабжение предприятия, - питающего напряжения, - электрическое оборудования на главной понизительной подстанции (ГПП), Целью настоящего курсового проекта является всесторонняя проверка полученных знаний в процессе обучения знаний и умения грамотно применять их при принятии решений во время выполнения настоящего курсового проекта. 1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории электроприёмников Приёмником электроэнергии (электроприёмником) является электрическая часть технологической установки или механизма, получающая электороэнергию из сети и расходующая её на выполнение технологических процессов. Электроприёмники промышленных предприятий классифицируются по следующим признакам: напряжению, роду тока, его частоте, единичной мощности, надёжности электроснабжения, режиму работы, технологическому назначению, производственным связям, территориальному размещению. По напряжению электроприёмники разделяются на две группы: до 1000 В и свыше 1000 В По роду тока электроприёмники подразделяются на приёмники переменного тока промышленной частоты (50 Гц), постоянного тока и переменного тока частотой, отличной от 50 Гц (повышенной или пониженной). Единичные мощности отдельных электроприёмников и электропотребителей различны - от десятых долей киловатта до нескольких десятков мегаватт. Суммарная установленная мощность электроприёмников также различна. По этому признаку все предприятия принято подразделять на небольшие (мелкие) - с установленной мощностью до 5 МВт; средние - от 5 до 75 МВт; крупные - от 75 до 1000 МВт. По степени надёжности электроснабжения ПУЭ предусматривает три основные категории. Первая категория объединяет такие электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых допускается на время автоматического ввода резервного питания. Вторая категория объединяет такие электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых допускается на время необходимое для включения резервного питания силами эксплутационного персонала, но не более 1 суток. Третья категория объединяет электроприёмники, которые не подходят под указанные выше характеристики. Приёмники данной категории допускают перерыв в электроснабжении но не более одних суток. К общепромышленным установкам относятся вентиляторы, насосы, компрессоры, воздуходувки и т. п. В них применяются асинхронные и синхронные двигатели трёхфазного переменного тока частотой 50 Гц. Диапазон их мощностей различен. Данная категория электроприёмников относится как правило к первой группе категории надёжности и на ряде предприятий особенно химической промышленности к «особой» группе той же категории. На промышленных предприятиях преобладает электропривод производственных механизмов. В зависимости от технологических особенностей механизма используются все виды двигателей переменного и постоянного тока различных мощностей и напряжением до 10 кВ. Как правило электропривод технологических механизмов относится ко второй категории надёжности. Ко второй категории надёжности относятся так же электросварочное оборудование, подъёмно-транспортное оборудование, электрические осветительные установки. Разделение электроприёмников по категории надёжности зависит от назначения и места работы данного оборудования. К примеру подьёмно-транспортное оборудование может быть отнесено и к первой категории надёжности и ко второй категории надежности. Поэтому при выборе категории надёжности необходимо учитывать и другие факторы. По заданию курсового проектирования число потребителей первой и второй категории надёжности 53 % от общего числа потребителей. К первой категории надёжности относятся такие электроприёмники перерыв в электроснабжении которых связан с опасностью для жизни людей, нанесение значительного ущерба народному хозяйству, расстройством сложного технологического процесса, повреждением оборудования, массовым браком продукции. Перерыв в электроснабжении приёмников первой категории допускается только на время автоматического ввода резервного питания. Из приёмников первой категории выделяется «особая» группа, не допускающая перерыва в питании. В случае нарушения технологического режима при кратковременном перерыве в электроснабжении приёмников первой категории эти приёмники обеспечивают бесперебойный останов технологического процесса и предотвращают возможность взрыва, пожара или разрушения технологического оборудования. [6] 1.2 Конструктивное выполнение подстанций Главной понизительной подстанции (ГПП) предприятия называется трансформаторная подстанция, получающая питание непосредственно от энергосистемы и распределяющая энергию на более низком напряжении по всему поверхностному и подземному комплексу предприятия или его части. Распределительное устройство (РУ) называется электроустановка, служащая для приёма и распределения электроэнергии и состоящая из коммутационных аппаратов, устройств защита и автоматики, измерительных приборов, сборных и соединительных шин и вспомогательных устройств. РУ могут быть открытыми и закрытыми (ОРУ, ЗРУ) высокого (свыше 1000 В) и низкого напряжения (ВН, НН) Подстанции (ГПП) 35 - 220 кВ объединяют три конструктивных узла: РУ высшего напряжения, трансформатор и РУ низшего напряжения в соответствии с рисунком 1 и рисунком 2. Рисунок 1 Схема электропитания 35 кВ. Силовые трансформаторы устанавливают открыто на фундаментах с направляющими для катков и расположенными вокруг маслоприёмником. Для перекатки трансформаторов к месту установки прокладывают бетонированные дорожки или рельсы. В общем виде ГПП включает в себя ОРУ ВН (в зависимости от использования питающего напряжения), ЗРУ 6 - 10 кВ и ремонтную площадку. Рисунок 2 Схема электропитания 110 кВ. Оборудование ОРУ установлено на «стульях», высота которых разрешает обходиться без внутренних ограждений. Вся территория подстанции ограждена. На порталах ОРУ и на здании ЗРУ устанавливаются молниеотводы для защиты оборудования от прямых ударов молнии. ОРУ включает в себя следующие узлы: подводимые линии электропередачи, разъединители, отделители, короткозамыкатели, разрядники и другие элементы первичной аппаратуры. Оборудование ЗРУ размещается в здании или встраивается в производственный корпус к наружной стене которого примыкает ОРУ. В помещении ЗРУ размещается оборудование необходимое для удовлетворения собственных нужд предприятия. 1.3 Выбор схемы электроснабжения и величины питающего напряжения Системы электроснабжения разделяются на систему внешнего электроснабжения (воздушные линии от подстанции энергосистемы до главной понизительной станции ГПП или распределительного пункта ЦРП) и систему внутреннего электроснабжения (распределительные линии от ГПП или ЦРП до цеховых трансформаторных подстанций) Системы электроснабжения может быть выполнена в нескольких вариантах, из которых выбирается оптимальный. При его выборе учитывается: - степень надежности; - обеспечение качества электроснабжения; - удобство эксплуатации; - возможность применения прогрессивных методов электромонтажных работ. Основные принципы построение схем объектов: а). максимальное приближение источников высокого напряжения от 35 до 220 кВ к электроустановкам потребителей с подстанциями глубокого ввода, размещаемыми рядом с энергоемкими производственными корпусами; б). резервирование питания для отдельных категорий потребителей должно быть заложено в схеме и элементах системы электроснабжения. Для этого линии, трансформаторы и коммутационные устройства должны нести в нормальном режиме постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме, после отключения поврежденных участков, принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых для этих элементов нагрузок; в). секционирование шин всех звеньев системы распределения энергии, а также установка на них устройств АВР. Схемы строятся по уровневому принципу. Обычно применяются два-три уровня. Первым уровнем распределения электроэнергии является сеть между источником питания объекта и подстанции глубокого ввода, если распределение производится при напряжении от 110 до 220 кВ, или между главной понижающей подстанцией и распределительным пунктом - напряжением от 6 до 10 кВ если распределение происходит на напряжении 6-10 кВ. Вторым уровнем распределения электроэнергии является сеть между распределительным пунктом и трансформаторной подстанции. На небольших и некоторых средних объектах чаще применяются только один уровень распределения электроэнергии - между центром питания от системы и пунктами приема электроэнергии. При радиальной схеме питающие линии от источника питания к каждому потребителю, распределительному пункту или трансформаторной подстанции выполняют без ответвлений на пути для питании других потребителей. При магистральной схеме распределения электроэнергии питание нескольких потребителей осуществляется по одной или нескольким линиям, заводимым в распределительные пункты этих потребителей. В практике эксплуатации предприятия широкое распространение получили следующие схемы распределения электроэнергии, радиальная и магистральная (характерные схемы показаны на рисунке 3 и рисунке 4). У данных схем есть свои преимущества и свои недостатки поэтому предприятия в целом используют комбинированную схему внутреннего электроснабжения, представляющую собой сочетание радиальной и магистральной схем. Рисунок 3 Характерные радиальные схемы питания в системе внутреннего и внешнего электроснабжения промышленного предприятия. При проектировании электроснабжения решается ряд основных вопросов, таких, как выбор источника электроснабжения, напряжения и трассы линий электропередачи от источника к промышленной пло­щадке и их конструктивного исполнения, числа, мощности и располо­жения понизительных подстанций, напряжения и способа выполнения распределительной сети по территории промышленного предприятия и др. Если имеется возможность полу­чения энергии от источника питания при двух и более напряжениях, выбор напряжения следует производить на основе технико-экономи­ческого сравнения вариантов. В технико-экономических расчетах (ТЭР) необходимо также учитывать сооружение новых или расширение существующих районных подстанций. Рисунок 4 Характерная магистральная схема питания в системе внутреннего электроснабжения промышленного предприятия. Напряжения 6 и 10 кВ на первой ступени распределения электро­энергии (от внешнего источника электроснабжения) применяют лишь для питания промышленных предприятий от собственной ТЭЦ, а также от вблизи расположенной ТЭЦ или понизительной подстанции энерго­системы, т. е. в ограниченных случаях. Значения этих напряжений должны подвергаться технико-экономическому анализу сравнением по приведенным затратам между собой и с более высокими напряжениями, которые используются для связи с энергосистемой (35, 110, 150, 220, 330 кВ) с учетом возможности применения электродвигателей на пред­приятии напряжением как 6, так и 0,66 и 10 кВ. Напряжение 20 кВ не нашло широкого применения в энергоси­стемах и на промышленных предприятиях. Напряжение 35 кВ имеет лучшие технико-экономические показатели при малых расстояниях или небольших на­грузках. Напряжение 35 кВ экономически целесообразно при передаче мощ­ности до 10 — 15 тыс. кВт на расстояния 15 — 20 км или 20 — 30 тыс. кВт — на 5 — 10 км; Если нет дополнительной трансформации на РПС, то практически в любом диапазоне мощностей и расстояний следует отда­вать предпочтение напряжению 110 кВ, за исключением больших мощностей и расстояний (сотни тысяч киловатт и десятки километров), когда может выявиться целесообразность применения напряжения 220 кВ. При трансформации на РПС наиболее экономичным также оказывается напряжение 110 кВ. Произведём выбор рационального напряжения ввода на ГПП предприятия. Пользуясь номограммами [8, c тр. 106] выбираем рациональное напряжение ввода на ГПП 35/6 и 110/6, Полученное значение 70 кВ питающего напряжения находится между стандартными значениями напряжения 35 кВ и 110 кВ, но ближе к значению 110 кВ. 1.4 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции Согласно правил технической эксплуатации электроснабжение предприятия должно производится не менее, чем по двум питающим ЛЭП независимо от величины напряжения. Распределение электроэнергии в электрических сетях производится трёхфазным переменным током частотой 50 Гц номинальные напряжения которого установлены ГОСТ 721-77. Надёжность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов, которые как правило, работают раздельно. При этом соблюдается условие, что любой из оставшихся в работе трансформаторов (при аварии с другим) обеспечивает полностью или с некоторыми ограничениями потребную мощность. Обеспечение потребной мощности может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения их установленной мощности). Поэтому на подстанциях всех напряжений применяются не более двух трансформаторов по соображениям технической и экономической целесообразности. Резервирование осуществляется при помощи складского и передвижного резерва. Двух трансформаторные цеховые подстанции применяются в тех случаях, когда большинство электроприёмников относится к первой или второй категории, которые не допускают перерыва в питании во время доставки и установки резервного трансформатора со склада. Номинальной мощностью трансформатора называют мощность, на которую он может быть нагружен непрерывно в течении всего срока службы (примерно 20 лет) при нормальных температурных условиях охлаждающей среды: - температуре охлаждающей среды равную 20 0 С; - превышений средней температуры масла над температурой охлаждающей среды для систем охлаждения М и Д 44 0 С и для систем охлаждения ДЦ и Ц 36 0 С; - превышении температуры наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмотки 13 0 С; - отношении потерь К.З. к потерям Х.Х. равном пятикратному; - при изменении температуры изоляции на 6 0 С от среднего её значения при номинальной нагрузке равного 85 0 С; - во время переходных процессов в течении суток наибольшая температура верхних слоёв масла не должна превышать 95 0 С и наиболее нагретая точка металла обмотки 140 0 С (при t среды = 20 0 С); Так же при неравномерном графике нагрузки допускается перегрузка трансформатора в часы максимума, но не более величины, определяемой по «Кривым кратностей допустимых перегрузок силовых трансформаторов». [3] 2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ Исходные данные: Максимальная активная мощность предприятия РМАХ – 17 МВт Коэффициент мощности cos j - 0,92 Годовое число часов использования максимума нагрузки Тм – 4100 час/год Количество потребителей I -категории - 53 % Стоимость1 кВт × ч электроэнергии Со-164 коп/кВт ģ ч Экономический эквивалент реактивной мощности Кэ - 0,1 кВт/кВАр Мощность короткого замыкания S кз-850 МВ ģ А Длина питающей линии l – 12,5 км Рисунок 5 График активной и реактивной мощности в % за сутки 2.1 Расчет электрических нагрузок Расчет ведется в соответствии с источником [6] Зная Р max и Qmax и пользуясь указанным графиком построим графики фактической активной и реактивной текущей нагрузки рабочего дня. Определим полную максимальная мощность предприятия. Smax МВ × А 9, c 5] S МАХ = P МАХ , (2,1) cos j S МАХ = 17 = 18,48 МВģА 0,92 Построим фактический график активной и реактивной нагрузки, используя следующие формулы для определения активной Р МВт и реактивной Q МВАр мощности. [9, c 5] Р = Pmax × Р % , 2,2) 100 Q = P • tg j , (2,3) tg j = sin j , (2,4) cos j tg j = 0, 3919 = 0 , 4 26 0, 9 2 Рисунок 6. График активной мощности в МВт за сутки Произведем необходимые вычисления Р1 = 17 • 100 % = 17 МВт Q 1 = 17 • 0,426 = 7,242 МВģАр 100 Р2 = 17 • 97 % = 16,49 МВт Q 2 = 16,49 • 0,426 = 7,025 МВģАр 100 Р3 = 17 • 91 % = 15,47 МВт Q 3 = 58,5 • 0,426 = 6,59 МВģАр 100 Р4 = 17 • 87 % = 14,79 МВт Q 4 = 14,79 • 0,426 = 6,3 МВģАр 100 Р5 = 17 • 86 % = 14,62 МВт Q 5 = 14,62 • 0,426 = 6,23 МВģАр 100 Р6 = 17 • 84 % = 14,28 МВт Q 6 = 14,28 • 0,426 = 6,08 МВģАр 100 Р7 = 17 • 62 % = 10,54 МВт Q 7 = 10,54 • 0,426 = 4,49 МВģАр 100 По полученным значениям построим фактический график реактивной мощности. График представлен на рисунке 7 Рисунок 7. График фактической реактивной мощности в МвģАр за сутки Определим расход активной энергии за. сутки., МВт за сутки по площади графика активной нагрузки, по формуле [9, c 5] РСР = Эа сут (2,5) Тсут где: Эа сут – расход активной энергии за сутки, МВт × ч; Тсут – время, ч å Р = (Р1 • 4,0) + (Р2 • 2,0) + (Р3 • 9,0 + (Р4 • 1,0) + (Р5 • 4,0) + (Р6 • 2,0) + (Р7 • 2,0) = (17,0 • 4,0) + (16,49 • 2,0) + (15,47 • 9,0 + (14,79 • 1,0) + (14,62 • 4,0) + (14,28 • 2,0) + (10,54 • 2,0) = 68,0 + 32,98 + 139,23 + 14,79 + 58,48 + 28,56 + 21,08 = 363,12 МВт Определяем среднюю активную мощность РСР за сутки. МВт [9, c 6] РСР = Эа сут (2,6) Тсут РСР = 363,12 = 15,13 МВт 24 Коэффициент заполнения графика КСР ; [9, c 6] КСР = РСР (2,7) РМАХ где: РСР - средняя активная мощность за сутки МВт РМАХ - максимальная активная мощность предприятия МВт КСР = 15,13 = 0,89 17 2.2 Расчет величины питающего напряжения Произведём выбор рационального напряжения глубокого ввода на ГПП предприятия. Значение питающего напряжения можно так же определить по формуле: U = 16 4 √ P • l где: Р - максимальная мощность МВт L - расстояние линии км U = 16 4 √ P • l U = 16 4 √ 17 • 12,5 = 61,09 кВ Для дальнейших расчетов намечаем два варианта напряжения глубокого ввода 35/6 и 110/6. Вариант 1 – 35/6 кВ Вариант 2 – 110/6 кВ Для каждого варианта в соответствии со схемой ориентировочно выбираем основное оборудование: линия, силовые трансформаторы, выключатели, отделители, короткозамыкатели. Запишем исходные данные необходимые нам для дальнейших расчетов: - максимальная мощность предприятия. S МАХ = 18,48 МВА = 18480 кВА - длина питающей линии L = 12,5 км - стоимость1 кВт × ч электроэнергии C 0 = 164 руб/кВт × ч - экономический эквивалент реактивной мощности K Э = 0,1 кВт/кВАр - годовое число часов использования максимума нагрузки ТМ = 4100 ч - коэффициент мощности cos j = 0,92 - вторичное напряжение на трансформаторе U 2 = 6 кВ - максимальная активная мощность предприятия Р = 17 МВт - максимальная реактивная мощность предприятия Q = 7,242 МВ × Ар - мощность короткого замыкания S кз-850 МВ ģ А - количество потребителей I -категории - 53 % Определяем технико-экономические показатели для каждого варианта Определяем расчетный ток I РАСЧ1 А (при максимальной нагрузке) с питающей линией на 35 кВ, по формуле [9,с.12] I РАСЧ1 = S МАХ (2,8) Ö 3 • U НОМ1 I РАСЧ1 = 18480 = 304,84 А Ö 3 • 35 Определяем расчетный ток I РАСЧ2 А (при максимальной нагрузке) с питающей линией на 110 кВ, по формуле [9,с.12] I РАСЧ2 = S МАХ Ö 3 • U НОМ2 I РАСЧ2 = 18480 = 96,99 А Ö 3 • 110 Находим сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока по формуле для первого варианта [9,с.12] S ЭК1 = I РАСЧ1 (2,9) 2 • J ЭК S ЭК1 = 304,84 = 138,5 мм2 2 • 1,1 где J ЭК - экономическая плотность тока по [1,таб.1.3.36] находим J ЭК = 1,1 для неизолированных алюминиевых проводов. Находим сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока по формуле для второго варианта [9,с.12] S ЭК2 = I РАСЧ2 J ЭК S ЭК2 = 96,99 = 44,09 мм2 2 • 1,1 Принимаем линии с проводами. [1,таб.1.3.29] Для 35 кВ – АС-150/19 Для 110 кВ – АС-50/8 По прайс листу определяем стоимость 1 км линии для 35 кВ руб. ( III район по гололеду) на унифицированных типовых железобетонных опорах стоимостью 1 км линии – 29,0 тыс., и для 110 кВ ( III район по гололеду) на унифицированных типовых железобетонных опорах стоимостью 1 км линии – 19,0 тыс. руб. Выбираем для каждого варианта по два силовых трансформаторов по номинальной мощности S НОМ. = S МАХ (2,10) кН. где: S МАХ – полная (максимальная) потребляемая мощность, МВА кН. – коэффициент допустимой перегрузки кН = 1,4 S НОМ. = 18,48 = 13,2 МВА 1,4 Шкала стандартных мощностей: 4: 6,3: 10: 16: 25: 32: 40: 63: 80: МВА Произведём выбор трансформатора из данного ряда. По условию курсового проекта подходят трансформаторы на 16,0 МВА Определяем коэффициент загрузки для принятых вариантов. КЗТ1 = S МАХ (2,11) 2 • S НОМ1 КЗ.Т1 = 18,48 = 0,5775 2 • 16,0 Для проверки выбранного трансформатора необходимо соблюдение следующего условия 1,4 • S Н.М. > 0,6 • S МАХ (2,12) 1,4 • 16 = 22,4 > 0,6 • 18,48 = 11,088 22,4 МВА > 11,088 МВА Условие выполняется Для первого варианта выбираем два трансформатора: ТДТН 16000/35/6,3 – т рансформатор трёхфазный, трехобмоточный, наличие системы регулирования напряжения, принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла, первичное напряжение 35 кВ, вторичное напряжение 6,3 кВ - потери холостого хода Рх.х = 28,0 кВт - потери короткого замыкания Рк.з .= 115,0 кВт - ток холостого хода I х.х. – 0,95 % - напряжение короткого замыкания – 16,5 % Для второго варианта выбираем два трансформатора ТДН 16000/110/6,3 – трансформатор трёхфазный, принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла, первичное напряжение 35 кВ, вторичное напряжение 6,3 кВ - потери холостого хода Рх.х = 18,0 кВт - потери короткого замыкания Рк.з .= 85,0 кВт - ток холостого хода I х.х.- 0,7 % - напряжение короткого замыкания - 10,5 % Таблица № 1 Каталожные данные для трансформаторов. Тип Потери кВт Ток холостого хода I Х.Х. % Напряжение короткого замыкания U К.З. % Холостого хода РХ.Х. Короткого замыкания РК.З. Трансформатор ТДТН 16000/35/6,3 28,0 115,0 0,95 16,5 Трансформатор ТДН 16000/110/6,3 18,0 85,0 0,7 10,5 По току и нагрузки в аварийном режиме выбираем для каждого варианта оборудование Вариант 1 Выключатель ВМД – 35 Вариант 2 Отделители ОД – 110 – М, короткозамыкатели КЗ – 110 – М Расчет капитальных затрат по вариантам сводим в таблицу. Таблица № 2 Капитальные затраты по варианту 1. Наименование оборудования Единица измерения Количество единиц Стоимость, тыс.руб Единицы Всего 1. Трансформатор ТДТН - 16000/35/6,3 шт 2 490 980 2. Выключатель ВМД – 35 шт 3 5,18 15,54 3. ЛЭП АС – 150/19 км 12,5 29,0 362,5 Итого: 1358,04 Таблица № 3 Капитальные затраты по варианту 2. Наименование оборудования Единица измерения Количество единиц Стоимость, тыс.руб Единицы Всего 1. Трансформатор ТДН - 16000/110/6,3 шт 2 480 960 2. Отделитель ОД-110 шт 4 5,14 20,56 3. Короткозамыкатель КЗ-110 шт 2 4,73 9,46 4. ЛЭП АС-50/8 км 12,5 19,0 237,5 Итого: 1227,52 Определяем эксплуатационные расходы для обоих вариантов Потери активной энергии в линии ∆ ЭЛ.ГОД кВт*ч. определяем по формуле: ∆ ЭЛ.ГОД = n • ∆ РЛ • ℓ • К2 З.Л. • τ (2,13) где: n – число линий. ∆ РЛ – потери активной мощности линий на один километр линии кВт/км. К2 З.Л. – коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке. τ – время потерь, ч ℓ – длина питающей линии. км ℓ = 12,5 км Потери активной мощности линий ∆ РЛ кВт. определим по следующей формуле: (2,14) D P = (P2 + Q2 ) R U2 где: R – полное активное сопротивление питающей линии Ом. Для 35 кВ r 0 35 = 0,2048 Ом/км Для 110 кВ r 0 110 = 0,666 Ом/км Р – максимальная активная мощность линий Вт. Q . – максимальная реактивная мощность линий ВАр. U – напряжения глубокого ввода В. R = r 0 • ℓ (2,15) R 35 = 0,2048 • 12,5 = 2,56 Ом R 110 = 0,666 • 12,5 = 8,325 Ом D P 1 = ( 17 2 + 7,242 2 ) • 2,56 = (289 + 52,45) • 2,56 = 874,1 = 713,55 кВт 35 2 1225 1225 D P 2 = ( 17 2 + 7,242 2 ) • 8,325 = (289 + 52,45) • 8,325 = 2842,6 = 234,92 кВт 110 2 12100 12100 Коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке КЗ.Л. определяется по следующей формуле: КЗ.Л. = I МАХ / I ДОП где: I МАХ – ток в линии в рабочем режиме (расчетном), А. I ДОП – длительно допустимый ток на проводах (справочник) А. КЗ.Л.35 = I МАХ / I ДОП = 304,84/450 = 0,6774 КЗ.Л.110 = I МАХ / I ДОП = 96,99/210 = 0,4619 Произведем вычисления потерь активной энергии в линии по вариантам. ∆ ЭЛ.ГОД1 = n • ∆ РЛ • ℓ • К2