Файл: Определение суммарной мощности потребителей подстанции.doc
Добавлен: 10.01.2024
Просмотров: 87
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Рассмотрим расчет приведенных затрат на сооружение подстанции для первого варианта.
В состав капитальных затрат на сооружения подстанций входит стоимость трансформаторов, ячеек выключателей, постоянные затраты.
Стоимость трансформаторов определяем по [2], таблицам 9.19-9.23.
Стоимость ячеек выключателей определяем по [2], таблице 9.15.
Постоянные затраты определяем по [2], таблице 9.35.
Определим капитальные затраты и годовые эксплуатационные расходы подстанции для первого варианта.
Параметры подстанции используемые при расчете приведенных затрат приведены в таблице 3.1.
Определим стоимость подстанции для первого варианта
Определим издержки на амортизацию подстанции по формуле 3.4
Определим издержки на эксплуатацию подстанции по формуле 3.5
При определении потерь электроэнергии в трансформаторах значения потерь короткого замыкания, и потерь холостого хода определяем по [2], таблице 6.14.
Определим потери электроэнергии в трансформаторах установленных на подстанции
Для определения издержек связанных с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции определим стоимость 1 кВтч потерянной электроэнергии зэ1= зэ2 = 0,8 у.е./(кВтч);
Издержки связанные с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции определяем по формуле, 3.6
Определим годовые эксплуатационные расходы подстанции по формуле 3.3
Для второго варианта расчет приведенных затрат аналогичен.
Результаты расчетов затрат на сооружение подстанций приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2. Затраты на сооружение подстанций.
| Показатель | Вариант | |
| 2125 | 263 | |
Стоимость трансформаторов, млн. руб. | 1087,9 | 864,3 |
| Стоимость ячеек с выключателями, млн. руб. | 1363,1 | 1363,1 |
| Постоянные затраты, млн. руб. | 1118 | 1118 |
| Стоимость подстанции, млн. руб. | 3569 | 3345,4 |
| Издержки на амортизацию, млн. руб. | 228,416 | 214,106 |
| Издержки на эксплуатацию, млн. руб. | 71,38 | 66,908 |
| Потери электроэнергии в трансформаторах, МВт ч потери в обмотках потери в стали | 336,91 1489,2 | 943,348 788,4 |
| Издержки на возмещение потерь электроэнергии в трансформаторах, млн. руб. | 31,409 | 29,786 |
| Годовые эксплуатационные расходы, млн. руб. | 331,205 | 310,8 |
Ущерб от недоотпуска электроэнергии находится по следующей формуле
,где y0 - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, принимаются равными 0,3 у.е./(кВтч);
ω - параметр потока отказов, 1/год;
Тв - среднее время восстановления, ч;
ΔPт-аварийное снижение мощности трансформатора, кВт.
Аварийное снижение мощности трансформатора находится по следующей формуле:
где Sном - номинальная мощность трансформатора, кВА;
Sрасч - мощность, передаваемая через трансформатор, кВА;
cos - коэффициент мощности, принимаем cos = 0,95.
Аварийное снижение мощности трансформатора для второго варианта (с трансформаторами мощностью 63 МВА) будет равно
Ущерб от недоотпуска электроэнергии для варианта с трансформаторами мощностью 63 МВА, будет равен
Определим приведенные затраты для варианта с трансформаторами мощностью 125 МВА
Определим приведенные затраты для варианта с трансформаторами мощностью 63 МВА
Из результатов расчета видно, что вариант с двумя трансформаторами мощностью 63 МВА по приведенным затратам экономичнее варианта с двумя трансформаторами мощностью 125 МВА.
Для дальнейших расчетов принимаем второй вариант с двумя трансформаторами мощностью 63 МВА.
4.Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд
подстанции
Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они питаются от сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. На двух трансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два ТСН, мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой, с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов.
Состав потребителей собственных нужд приведен в таблице 4.1.
Таблица 4.1. Собственные нужды подстанции.
| Собственные нужды подстанции | Установленная мощность, кВт | cos | tg | Нагрузка | |||
| Кол. | Руд, кВт/ед. | Всего | Рус | Qус | |||
| 1.Подогрев выключателей ВГБУ-220 2.Подогрев выключателей ВЭБ-110 3.Подогрев шкафов КРУ-6 4.Подогрев приводов разъединителей 5.Отопление, освещение, вентиляция: ЗРУ 6 кВ. ОПУ 6.Освещение ОРУ-220 кВ. 7.Освещение ОРУ-110 кВ. 8.Охлаждение тр – ров АТДЦТН-63000/220/110/6 9. ШОТ 01 | 4 7 9 31 1 1 1 1 2 1 | 1,8 1,8 1 0,6 7 10 5 5 22,2 3,5 | 7,2 12,6 9 18,6 7 10 5 5 44,4 3,5 | 1 1 1 1 1 1 1 1 0,85 1 | 0 0 0 0 0 0 0 0 0,62 0 | 7,2 12,6 9 18,6 7 10 5 5 44,4 3,5 | 0 0 0 0 0 0 0 0 27,5 0 |
| Итого: | 122,3 | 27,5 | |||||
Расчетная мощность потребителей собственных нужд подстанции определяется по выражению:
(3.1)
где Кс - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки, принимаем 0,85;
При наличии двух ТСН аварийная перегрузка одного возможна на 40 %, следовательно, расчётная мощность ТСН
Выбираем два трансформатора типа ТМ-100/6/0,4.
Схему при соединения ТСН приведена на рисунке 4.1.
Рисунок 4.1 Схема соединения ТСН
5. Расчет токов короткого замыкания
5.1. Составление схемы замещения электрической сети
Расчет токов к.з. производится для выбора и проверки электрооборудования, а также параметров электрических аппаратов релейной защиты. Точки короткого замыкания выбираем в таких местах системы, чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.
Составляем расчетную схему проектируемой подстанции. В схему замещения все элементы (система, генератор, трансформатор, линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Особенностью составления схемы замещения является то, что силовые трансформаторы на понижающей подстанции работают на шины низкого напряжения раздельно. Это принято для снижения уровней токов короткого замыкания в электрической сети. Схема замещения представлена на рис. 5.1.
Рис. 5.1. Схема замещения электрической сети.
5.2. Выбор базисных условий и определение параметров элементов схемы замещения
За базисную мощность принимаем мощность равную Sб = 1000 МВА;
За базисное напряжение принимаем напряжения равные средним номинальным напряжениям сети, которые равны 230, 115 кВ и 6,3 кВ: Uб1 = 230 кВ, Uб2 = 37 кВ, Uб3 = 10,5 кВ. Принятые базисные напряжения вытекают из точек к.з., которые намечаются в расчетной схеме, т.е. К1 - на шинах высокого напряжения подстанции, K2 - на шинах среднего напряжения подстанции и К3 – на шинах низкого напряжения.
Базисные токи определяются по формуле:
, кА (5.1)где Sб - базисная мощность, МВА;
Uб - базисное напряжение, кВ.
Определяем сопротивления элементов схемы замещения приведенной на рис. 5.1.
Сопротивление системы определяется по выражению:
, (5.2)где xd - относительное сопротивление системы, о. е.;
Сопротивление трансформаторов определяем по выражению:
(5.3)где Uк - напряжение короткого замыкания, %;
Sн – номинальная мощность трансформатора, МВА.
Для автотрансформатора
Принимаем
Определим сопротивление обмоток автотрансформаторов
Сопротивление линий определяется по выражению:
(5.4)где xo - удельное сопротивление 1 км линии, равное 0,4 для 220 кВ;
L - протяженность линии, км.
Определим сопротивления линий
5.3. Расчет токов к.з. на стороне 220 кВ
Р
ассчитаем ток короткого замыкания на стороне высокого напряжения трансформатора, то есть в точке К1. Для чего преобразуем её к следующему виду рис. 5.2.Рис. 5.2. Преобразованная схема замещения электрической сети для расчёта тока к.з. на стороне 220 кВ
Параметры схемы замещения, изображённой на рис. 5.2 следующие:
Сверхпереходной ток находим по формуле:
(5.5)где Е - ЭДС системы или генератора, о.е.;