55
ΔЭ
Σ1W
= ΣΔЭ
Wi
= 7485 МВт·ч.
Вариант электрической сети 2:
ΔЭ
Σ2W
= ΣΔЭ
Wi
= 6568 МВт·ч.
Вариант электрической сети 3:
56
ΔЭ
Σ3W
= ΣΔЭ
Wi
= 6956 МВт·ч.
Вариант электрической сети 4:
ΔЭ
Σ4W
= ΣΔЭ
Wi
= 6794 МВт·ч.
Вариант электрической сети 5:
ΔЭ
Σ5W
= ΣΔЭ
Wi
= 7280 МВт·ч.
57
2.7. Выбор опор воздушных линий
Для воздушных линий 35 кВ применяются железобетонные опоры.
Железобетонные опоры обладают высокой механической прочностью,
долговечны, дешевы в эксплуатации, изготовлении и сборке по сравнению с
металлическими. Их недостатком является большая масса, что увеличивает
транспортные расходы. В железобетонных опорах основные усилия при
растяжении воспринимает стальная арматура, так как бетон плохо работает
на растяжение, но при сжатии основные нагрузки воспринимаются бетоном
[6].
Так как проектируемая электрическая сеть расположена в третьем
районе по гололеду, то принимаются опоры ПБ35-3 (рисунок 2.1, а) для
одноцепных линий (все линии первого варианта электрической сети), и
опоры ПБ35-4 (рисунок 2.1, б) для двухцепных линий (все линии 2, 3, 4 и 5
вариантов электрической сети).
Технические характеристики опор ПБ35-3 (ПБ35-4) [26]:
- район по гололеду – II и III;
- габаритный пролет – 175 м (120 м);
- ветровой пролет – 280 м (170 м);
- весовой пролет – 220 м (150 м);
- масса – 4,77 т (4,91 т).
58
Рисунок 2.1. Железобетонные опоры воздушных линий
а) – опора ПБ-35-3; б) – опора ПБ-35-4.
2.8. Выбор мощности трансформаторного оборудования на подстанциях
Практически бесперебойное электроснабжение потребителей I и II
категорий обеспечивают при установке на подстанции двух одинаковых
трансформаторов. Такое решение является наиболее экономически
целесообразным. При отключении одного трансформатора оставшийся в
работе трансформатор должен обеспечить питание всех потребителей
59
подстанции, исходя из допустимой перегрузки трансформатора при
наибольшей нагрузке на 40 %. Такой режим для двухтрансформаторных
подстанций достигают при 70 % загрузке каждого трансформатора на время
нагрузки. Тогда номинальную мощность трансформатора можно определить
следующим образом [12]:
S
ном.тр
≥ 0,7 · S
max
; (2.30)
где S
макс.нагр.
– максимальная нагрузка подстанции,
(2.31)
Для подстанции 1
S
ном.тр.ПС1
≥ 0,7 · 3,706 = 2,594 МВА;
следовательно, на ПС 1 для электроснабжения населенного пункта
необходимо установить силовой трансформатор ТМН-4000/35/10 мощностью
4000 кВА, технические характеристики которого представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Технические характеристики силового трансформатора ТМН-4000/35/10
Характеристика
Величина
Номинальная мощность
4000 кВА
Номинальное напряжение ВН
35 кВ
Номинальное напряжение НН
10 кВ
Напряжение короткого замыкания
7,5 %
Потери холостого хода
5,6 кВт
Потери короткого замыкания
33,5 кВт
Ток холостого хода
0,9 %
Для подстанции 2
S
ном.тр.ПС2
≥ 0,7 · 11,403 = 7,982 МВА;
следовательно, на ПС 2 для электроснабжения машиностроительного
предприятия необходимо установить силовой трансформатор ТДН-
60
10000/35/10 мощностью 10000 кВА, технические характеристики которого
представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2
Технические характеристики силового трансформатора ТДН-10000/35/10
Характеристика
Величина
Номинальная мощность
10000 кВА
Номинальное напряжение ВН
35 кВ
Номинальное напряжение НН
10 кВ
Напряжение короткого замыкания
8,0 %
Потери холостого хода
12,0 кВт
Потери короткого замыкания
60,0 кВт
Ток холостого хода
0,75 %
Для подстанции 3
S
ном.тр.ПС3
≥ 0,7 · 1,137 = 0,796 МВА;
следовательно, на ПС 3 для электроснабжения завода полимерных
материалов необходимо установить силовой трансформатор ТМН-1000/35/10
мощностью 1000 кВА, технические характеристики которого представлены в
таблице 2.3.
Таблица 2.3
Технические характеристики силового трансформатора ТМН-1000/35/10
Характеристика
Величина
Номинальная мощность
1000 кВА
Номинальное напряжение ВН
35 кВ
Номинальное напряжение НН
10 кВ
Напряжение короткого замыкания
6,5 %
Потери холостого хода
2,1 кВт
Потери короткого замыкания
12,2 кВт
Ток холостого хода
1,4 %
Для подстанции 4
S
ном.тр.ПС4
≥ 0,7 · 8,156 = 5,709 МВА;
61
следовательно, на ПС 4 для электроснабжения предприятия химической
промышленности необходимо установить силовой трансформатор ТМН-
6300/35/10 мощностью 6300 кВА, технические характеристики которого
представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4
Технические характеристики силового трансформатора ТМН-6300/35/10
Характеристика
Величина
Номинальная мощность
6300 кВА
Номинальное напряжение ВН
35 кВ
Номинальное напряжение НН
10 кВ
Напряжение короткого замыкания
7,5 %
Потери холостого хода
8,0 кВт
Потери короткого замыкания
46,5 кВт
Ток холостого хода
0,8 %
Для подстанции 5
S
ном.тр.ПС5
≥ 0,7 · 13,240 = 9,268 МВА;
следовательно, на ПС 5 для электроснабжения завода строительных
материалов необходимо установить силовой трансформатор ТМН-
10000/35/10 мощностью 10000 кВА, технические характеристики которого
представлены в таблице 2.2.
Суммарные годовые потери электроэнергии, МВт·ч в двухобмоточных
трансформаторах определяют по формуле:
(2.32)
где ΔР
х
, ΔР
к
– номинальные потери холостого хода и короткого замыкания в
соответствующем трансформаторе,
n
т
– число одинаковых параллельно включенных трансформаторов, на всех
подстанциях электрической сети n
т
= 2,
на подстанции 1
62
на подстанции 2
на подстанции 3
на подстанции 4
на подстанции 5
Суммарные годовые потери электроэнергии во всех трансформаторах
сети равны
ΔЭ
ΣТ
= ΣΔЭ
Тi
= 1063 МВт·ч.
Суммарные годовые потери электроэнергии, МВт·ч в батареях
конденсаторов определяются по формуле:
ΔЭ
δ
= ΔР
δ
· Q
δ
· t
δ
; (2.33)
где ΔР
δ
– удельные потери в батареи, ΔР
δ
= 0,0045 МВт/Мвар;
t
δ
– время работы батареи, принимается t
δ
= 7000 ч,
ΔЭ
δ
= 0,0045 · (0,3 + 2,7 + 0,4 + 2,0 + 1,4) · 7000 = 214 МВт·ч.
Суммарные потери энергии каждой схемы составляют:
ΔЭ
Σi
= ΔЭ
ΣW
+ ΔЭ
ΣТ
+ ΔЭ
δ
; (2.34)
ΔЭ
Σ1
= 7485 + 1063 + 214 = 8762 МВт·ч;
ΔЭ
Σ2
= 6568 + 1063 + 214 = 7845 МВт·ч;
ΔЭ
Σ3
= 6956 + 1063 + 214 = 8233 МВт·ч;
ΔЭ
Σ4
= 6794 + 1063 + 214 = 8071 МВт·ч;
ΔЭ
Σ5
= 7280 + 1063 + 214 = 8557 МВт·ч.
63
2.7. Выбор схем электрических соединений на подстанции
Так как на всех электростанциях и подстанциях установлено по 2
силовых трансформатора, то схемы имеют вид, представленный на рисунке
2.2 [12].
а) б) в)
Рисунок 2.2. Схемы упрощенных подстанций
а – тупиковая; б – транзитные (проходные)
2.9. Технико-экономическое сравнение вариантов сети
Из предварительно выбранных вариантов ЭС наиболее экономичен
вариант с минимальными расчетными (дисконтированными) затратами [10]:
З = Е · К
Σ
+ И. (2.35)
Это выражение справедливо для статической ситуации, когда
сооружение и освоение мощности ЭС осуществляется в течении одного года
и в последующем ежегодные издержки на эксплуатацию неизменны. Для
упрощения расчетов считаю, что ситуация статическая.
Капитальные затраты определяет смета, которая является основным
экономическим документом строительства. Сметные расчеты определяют
абсолютную величину и структуру необходимых трудовых и материальных
64
затрат. Однако для выявления самого экономичного варианта капитальные
затраты с достаточной степенью точности можно подсчитать по
укрупненным показателям стоимости [3, 7, 15]: одного трансформатора,
одной ячейки РУ, одного километра линии, что в значительной степени
упрощает расчеты. Для электростанций учтены капиталовложения только в
ОРУ, зависящие от числа ЛЭП, выбранной схемы ЭС. Затраты на элементы
ЭС, повторяющиеся во всех вариантах учитывать не нужно.
Капиталовложения К в каждом варианте ЭС определяются затратами
на сооружение линий К
w
и подстанций К
пс
[10]:
К
Σ
= К
w
+ К
пс
. (2.36)
Полные капиталовложения в воздушные линии
К
WΣi
= ΣК
0
· l, (2.37)
где К
0
- стоимость сооружения 1 км ВЛ с одноцепными и двухцепными
опорами соответственно; затраты на сооружение одноцепных линий 35 кВ на
железобетонных опорах с проводами АС-50/8 составляют 2443 тыс. руб./км;
АС-120/19 – 2758 тыс.руб./км; АС-150/24 – 2888 тыс. руб./км; АС-240/32 -
3292 тыс. руб./км; затраты на сооружение двухцепных линий 35 кВ на
железобетонных опорах с одновременной подвеской двух цепей с проводами
АС-50/8 составляют 3329 тыс. руб./км; АС-70/11 - 3584 тыс.руб./км; АС-
95/16 – 3847 тыс. руб./км; АС-120/19 - 4088 тыс. руб./км; АС-150/24 – 4375
тыс.руб./км;
l – протяженность линий электропередач.
для варианта электрической сети 1
К
WΣ1
= 2443 · 15 + 2758 · 9 + 2888 · 13 + 3292 · 8 + 3292 · 11 +
= 2443 · 9 + 2888 · 14 = 223978 тыс. руб.;
для варианта электрической сети 2
К
WΣ2
= 3584 · 9 + 3584 · 13 + 3847 · 14 + 3584 · 15 + 3329 · 11 + 3329 · 8 =
= 249717 тыс. руб.;
для варианта электрической сети 3
К
WΣ3
= 3847 · 14 + 3847 · 11 + 4088 · 8 + 3329 · 13 + 3329 · 9 + 3584 · 15 =