Выбор трансформаторов и компенсирующих устройств потребительских подстанций

 

Для обеспечения минимально необходимого уровня надежности электроснабжения потребителей 1-й и 2-й категорий установка двух одинаковых трансформаторов (n_т = 2) являются наиболее целесообразным решением. При выходе из строя одного трансформатора оставшийся в работе должен взять на себя всю нагрузку ПС. Требуемая мощность трансформатора S_треб выбирается таким образом, чтобы при отключении одного трансформатора обеспечить питание потребителей 1-й и 2-й категорий:

 

                                         S_треб  (0,6 – 0,75 )S_М,                                (1.17)

 

где 0,6 – 0,75 – доля потребителей 1-й и 2-й категорий.

     По S_треб выбирается ближайшее значение номинальной мощности трансформаторов S_тр.ном.

Для выбранных трансформаторов рассчитываются коэффициенты загрузки:

     – в нормальном режиме

 

                                             k_з =                                            (1.18)

     – в послеаварийном режиме

                                         k_з.ав =                                        (1.19)

 

  В нормальном режиме значения k_з не должно выходить за пределы экономически целесообразных величин:

 

                                               0,5  k_з  0,75,                                      (1.20)

 

а в аварийном режиме величина k_з.ав не должна превышать технически допустимое значение [8]. На стадии проектирования можно принять, что

 

                                                    k_з  1,5.                                           (1.21)

 

Результаты выбора трансформатора приведены в табл. 1.8.

 

Таблица 1.8 – Выбор трансформаторов потребительских подстанций

Наименование ПС	Pм+jQм МВА	Sм МВА	Sтреб МВА	Sт.ном МВА	nтр	kз	kз.ав	Тип трансформатора

 

Каталожные данные выбранных трансформаторов приведены в табл. 1.9.

 

Таблица 1.9 – Параметры трансформаторов

Наименование ПС	Тип трансформатора	Uв.ном кВ	Uн.ном кВ	DPк кВт	Uк %	DPх кВт	Iх %

 

В табл. 1.9 приняты следующие обозначения:

U_в.ном, U_н.ном – номинальные высшее и низшее напряжения;

DP_к, DР_х – потери короткого замыкания и холостого хода;

           U_к – напряжение короткого замыкания;

             I_х – ток холостого хода.

     Нормальное функционирование электроприемников, работающих с созданием электромагнитных полей, связано с потреблением из сети реактивной мощности. Это ведет к дополнительным потерям активной мощности в элементах сети. Для разгрузки сети от реактивной мощности выполняется ее компенсация. На потребительских ПС целесообразно выполнить ее с помощью конденсаторных батарей, включаемых параллельно нагрузке (поперечная компенсация).

В соответствии с Методикой по начислению платы за перетоки реактивной энергии [9] мощность КУ определяется по формуле:

                                   Q_ку = P_ф1(tgj₁ – tgj_эк), Мвар,                          (1.22)

 

где tgj₁ =                                                                                (1.23)

P_ф1,Q_ф1 – наибольшие активная и реактивная нагрузки в часы, устанавливаемые энергосистемой.

Если графики нагрузки для потребительских ПС не заданы, с некоторым запасом принимаем, что

 

                                        P_ф1 = P_М;  Q_ф1 = Q_М.                               (1.24)

 

Величина tgj_э задается из условия отсутствия дополнительной платы за недостаточную компенсацию реактивной мощности [9] и составляет 0,25.

Если tgj₁ < tgj_э или Q_ку < 400 квар, то КУ не устанавливаются.

При выборе номинальной мощности и количества комплектных конденсаторных установок следует исходить из необходимости равномерной разгрузки трансформаторов от реактивной мощности. Поскольку секционные выключатели на стороне низшего напряжения потребительских ПС отключены, количество однотипных установок должно быть кратно количеству секций на ПС (двум – при двухобмоточных трансформаторах и четырем – при трансформаторах с расщепленными обмотками).

Мощность и тип комплектных конденсаторных установок выбирается по [6] и фиксируются в табл. 1.11.

 

Таблица 1.11 – Выбор компенсирующих установок

Наименование ПС	Pф1 МВт	tgj1	U1ном КВ	tgjэ	Qку Мвар	Тип трансформатора	U2ном кВ	Тип и количество КУ	Qку.ном Мвар
А
Б
В

 

При установке КУ трансформаторы разгружаются от протекания реактивной мощности, поэтому необходимо проверить их загрузку и выявить возможность установки трансформаторов меньшей мощности. Коэффициенты загрузки трансформаторов вычисляются по формулам (1.18) и (1.19) с учетом того, что после компенсации нагрузка узла составляет:

 

                                                                (1.25)

 

Если в этом случае нарушается нижняя граница экономического интервала коэффициентов нагрузки (k_з.к < 0,5), то следует рассмотреть возможность уменьшения номинальной мощности трансформаторов, устанавливаемых на ПС.

Результаты проверки загрузки трансформаторов приводятся в табл. 1.12.

 

Таблица 1.12 – Проверка загрузки трансформаторов после установки КУ

Наименование ПС	РМ+jQM MBA	Qку.ном Мвар	Sном.тр МВА	МВА	kз.к	kз.ав.к	После замены трансформаторов
							тип трансформатора	kз	kз.ав.

 

После табл. 1.12 делается анализ целесообразности замены трансформаторов на конкретных потребительских ПС.

 

2 СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ ПО ЭКОНОМИЧЕСКИМ

ПОКАЗАТЕЛЯМ

 

Расчет экономических показателей ведется в национальной валюте. Сведения о стоимости ЛЭП и оборудовании можно принимать по [3, 5], из условия, что 1 руб. соответствует 1 доллару США. Перевод в гривни необходимо выполнить по курсу k_грн Национального банка Украины на день выдачи задания. В технико-экономические расчеты не включаются группы, для которых намечен единственный вариант электроснабжения.

 

Расчет капитальных вложений

Капитальные вложения включают в себя затраты на линии электропередачи К_л и оборудование К_об:

 

К = К_л + К_об.

 

Расчет капитальных вложений в ЛЭП производится по формуле:

К_л = l_лk_0л,

 

где k_0л – удельная стоимость одного километра ЛЭП с учетом материала опор и их конструктивного исполнения.

Расчет выполняется в табл. 2.1.

 

 

Таблица 2.1 – Расчет капитальных вложений в ЛЭП

Группа	Вариант	Наименование участка	Марка провода	Тип опор	l км	k0л т.у.е./км	Кл
							т.у.е	т.грн
1	а
	И т о г о :

 

Капитальные вложения в оборудование включают в себя стоимость оборудования на УП  и на потребительских ПС :

 

К_об =  + .

 

Если варианты одной и той же группы потребителей выполнены на одном и том же номинальном напряжении, то стоимость трансформаторов не включается в стоимость оборудования потребительских ПС. В этом случае величина  будет определяться только стоимостью коммутационного оборудования. Данные по стоимости выбираются из [3, 5] в зависимости от схемы первичных соединений ОРУ [3, 7].

Если центром питания считаются сборные шины УП, то возможны такие варианты схем первичных соединений: при номинальном напряжением 35 кВ применяется одиночная секционированная система шин, при напряжении 110–220 кВ используется схема с двумя системами сборных шин и обходной СШ.

На напряжении 6–10 кВ принимается одиночная секционированная система шин как для УП, так и для ППС.

На потребительских ПС принимаются упрощенные схемы первичных соединений с минимальным количеством выключателей: схема «блок линия–трансформатор» (рис. 2.1, а) – в разомкнутых сетях; схема «мостика» (рис.2.1, б) – в замкнутых сетях.

Если потребительские ПС расположены в четвертом и особом районах по гололеду, то в цепях трансформатора устанавливаются выключатели. В первом, втором и третьем районах по гололеду выключатели могут быть заменены отделителями и короткозамыкателями, если потребители не предъявляют особых требований к надежности электроснабжения.

     Расчет капитальных вложений в оборудование выполняется в табл. 2.2.

 

Таблица 2.2 – Расчет капитальных вложений в оборудование

Группа	Вариант	Центр питания				Потребительские ПС				Коб
		Тип ОРУ	k0яч т.у.е. яч	пяч	т.у.е.	Тип ОРУ	k0.ОРУ т.у.е. ОРУ	пОРУ	т.у.е.	т.у.е.	т.грн
1	а
	б

 

 

 

 

Рисунок 2.1 – Схемы первичных соединений упрощенных

потребительских ПС:

а – блок линия–трансформатор;

б – мостик.

 

 

Расчет постоянных издержек

Ежегодные издержки эксплуатации на линии и оборудование ПС включают в себя амортизационные отчисления И_а, предназначенные для полной замены (реновации) основных фондов после их износа, и расходы на обслуживание сети И_обсл (текущий ремонт, зарплату персоналу).

Постоянные издержки вычисляются по формуле:

 

И_пост = И_а + И_обсл.

 

Амортизационные отчисления и затраты на обслуживание могут быть приближенно оценены пропорционально стоимости основных фондов (капитальных вложений) по средним нормам затрат p на амортизацию и обслуживание [11]:

И_пост =

 

Результаты расчета постоянных издержек заносятся в табл. 2.4.

 

Таблица 2.4 – Расчет постоянных издержек

Группа	Вариант	ЛЭП			Оборудование			Ипост
		Pл %	Кл т.грн	Ил т.грн/год	Pоб %	Коб т.грн	Иоб т.грн/год	т.грн/год
1	а	7,2			14,4
	б	7,2			14,4

 

 

Расчет переменных издержек

Переменные издержки – это стоимость потерянной электроэнергии, вычисляемая по действующему на момент начала проектирования тарифу  на электроэнергию. Учитывается также НДС на электроэнергию в размере 20 %:

 

                                                И_э = 1,2 DW.                                        (2.1)

 

Отметим, что потери на электроэнергию рассчитывают для нормального режима сети. Послеаварийный режим не рассматривают, так как он существует кратковременно и практически не сказывается на экономических показателях, связанных с потерями электроэнергии.

Величина потерянной электроэнергии DW складывается из потерь электроэнергии в ЛЭП DW_л и в трансформаторах DW_тр.

Потери электроэнергии в ЛЭП вычисляются по формуле:

 

                                                 DW_л = DP_лt,                                          (2.2)

 

где t – время максимальных потерь, зависящее от времени использования максимальной нагрузки T_М.

Время максимальных потерь может быть определено по известной эмпирической формуле:

 

 

Расчеты потерь мощности и электроэнергии производятся для каждого варианта рассматриваемой группы потребителей.

Потери мощности на участке сети вычисляются по формуле:

 

DP_л =

Результаты расчета потерь мощности в линиях сводим в табл. 2.5.

Рассчитав потери отдельных участков сети, находим суммарные потери мощности для каждого варианта DP_лS:

 

DP_лS= DP _лi

 

и заносим их итоговые строки табл. 2.5.

Расчет потерь электроэнергии по формуле (2.2) и стоимости потерь электроэнергии в ЛЭП по формуле (2.1) выполняется только для итоговых строк табл. 2.5.

 

Таблица 2.5 – Стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП

Группа	Вариант	Наименование участка	S МВА	R Ом	nц	DPл МВт	DWл МВт×ч	Иэ т.грн/год
1	а	УП–А
		А–В
		УП–В
	И т о г о :

 

Если трансформаторы включаются в технико-экономический расчет (см. п. 2.1), то потери мощности в них вычисляются по формуле:

DP_тр = n_т DP_х + n_т DP_к = DP_ст + DP_мд.

 

Для каждой группы потребителей находятся суммарные потери в стали

DP_стS и в меди DP_мдS трансформаторов, что дает возможность рассчитать потери электроэнергии трансформаторах по формуле:

 

DW_трS = DP_стST + DP_мдSt,

где Т – число часов работы трансформаторов в течении года, обычно Т = = 8700 ч.

Стоимость потерянной в трансформаторах электроэнергии вычисляется по формуле (2.1) для итоговой строки (см. табл. Б.1).

 

---

Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 558; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!