Выбор главной схемы электрических соединений подстанций.
Введение.
Задачей 
курсового проекта является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по проектированию электрической части подстанции, расчету и выбору шин, трансформаторов, высоковольтных аппаратов, а также приобретение опыта в использовании справочной литературы, руководящих указаний и нормативных материалов.
В учебном процессе курсовому проектированию придается большое значение, так как оно способствует приобретению навыков самостоятельной работы по специальности.
При выполнении курсового проекта подлежат разработке следующие вопросы:
1. Выбор силовых трансформаторов проектируемой подстанции.
2. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений (с разработкой схем распределительных устройств и собственных нужд).
3. Выбор сечения воздушной и кабельной линий и расчет режимов электрической сети с проектируемой подстанцией.
4. Расчет токов короткого замыкания.
5. Выбор коммутационных аппаратов.
6. Выбор токоведущих частей и кабелей.
7. Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы.
8. Выбор измерительных трансформаторов.
9. Выбор и описание конструкции распределительных устройств.
10. Графическая часть проекта содержит два листа. Главная схема электрических соединений – лист 1. Результаты расчета режимов электрической сети с проектируемой подстанцией – лист 2.
Основные цели и задачи проектирования:
1. Производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления.
2. Надежная работа установок и энергосистем.
3. Сокращение капитальных затрат на сооружение установок.
4. Снижение ежегодных затрат и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.
Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.
Целью данного курсового проекта является выбор основного оборудования на проектируемой подстанции.
1. Опре 
деление суммарной мощности потребителей подстанции.
Суммарная активная мощность определяется по формуле;
(1.1)
где n – количество отходящих линий.
P¢ – передаваемая мощность по одной линии, МВт.
kнп – коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей.
Суммарная полная мощность определяется по формуле;
(1.2)
где cosj – коэффициент мощности.
Суммарная реактивная мощность определяется по формуле;
(1.3)
Определим активную, полную, и реактивную мощности потребляемой на стороне напряжения 10 кВ;
Определим активную, полную, и реактивную мощности потребляемой на стороне напряжения 35 кВ;
Определим активную, реактивную, полную мощности потребляемой на стороне напряжения 150 кВ с учетом питания от ТЭЦ;
2. Выбор 
силовых трансформаторов и технико-экономическое сравнение вариантов.
Узловые подстанции не только осуществляют питание потребителей, но и связывают отдельные части энергосистемы. В этом случае на подстанции, кроме РУ низкого напряжения сооружаются РУ высокого и среднего напряжения (СН) и устанавливаются автотрансформаторы или трехобмоточные трансформаторы.
Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низких напряжений, но как правило при проектировании новых подстанций не устанавливается более двух трансформаторов на присоединение одного напряжения данного РУ.
Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения:
(2.1)
где Sт.расч - расчетная мощность трансформатора, МВA;
kп.ав=1,4 – коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов. Такая перегрузка допускается в течение 5 суток при условии, что коэффициент предшествующей нагрузки kз не более 0,93 и длительность перегрузки не более 6 ч.
Så - суммарная мощность потребителей, МВA, S∑=Sсн+Sнн. МВА;
Кав - коэффициент аварийной перегрузки;
n - количество трансформаторов.
Для первого и второго варианта выбираем в РУ по два трансформатора.
Первый вариант: питание предполагается осуществить на напряжении 150 кВ, следовательно необходимо выбирать трансформаторы с высшим напряжением 150 кВ.
Для установки в РУ напряжением 110кВ применяем два трансформатора типа ТДТН-25000 150/35/10 [1. стр. 154. Таблица 3.7.],.
Второй вариант: согласно задания нет возможности применить другое напряжение питания. Также при проектировании новых подстанций как правило не устанавливается более двух трансформаторов одного наименования в одном РУ, в данном случае также нет такой возможности. Исходя из этого разработка второго варианта заключается в применении другого трансформатора меньшей мощности с учетом недоотпуска электроэнергии.
Для установки в РУ напряжением 150кВ применяем два трансформатора типа ТДТН-16000 150/35/10 [1. стр. 154. Таблица 3.7.],.
Рассчитаем технико-экономические показатели.
О 
сновное внимание уделяется методике выполнения расчетов, а графики нагрузок и другие величины и коэффициенты принимаются по усредненным показателям и в условных единицах.
Сопоставительную оценку рассматриваемого варианта схемы проектируемой подстанции приведен в курсовом проектировании по минимуму приведенных затрат З, у.е./год, которые определяются из выражения:
(3.1)
Где рн – нормативный коэффициент эффективности, 1/год, принимаемый в расчётах 0,12;
К– капиталовложения, у.е.;
И– годовые издержки, у.е./год;
Уо – математическое ожидание ущерба от недоотпуска электроэнергии.
Капиталовложения определяют по упрощенным показателям стоимости трансформаторов. Результаты расчётов капиталовложений оформляют в таблицу 3.1.
| Таблица 3.1.Результаты расчетов капиталовложений. | |||||
| Оборудование | Количество единиц, шт. 1вариант. | Количество единиц, шт. 2вариант. | Стоимость единицы, у. е. | Вариант | |
| первый | второй | ||||
| Общая стоимость, руб·$=у. е. | Общая стоимость, руб·$=у. е. | ||||
| ТДТН-25000 150/35/10 | |||||
| ТДТН-16000 150/35/10 | |||||
| Выключатели 110 кВ. | |||||
| Выключатели 35 кВ. | |||||
| Выключатели 10 кВ. | |||||
| Разъединители 220 кВ | |||||
| Разъединители 35 кВ | |||||
| Итого: |
Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:
(3.2)
где Иа=а∙К – амортизационные отчисления;
а – норма амортизационных отчислений для силового оборудования;
Ио=в∙К – издержки на обслуживание электроустановки;
В – норма отчислений на обслуживание;
Ипот=β∙∆Wпот – издержки, обусловленные потерями энергии в проектируемой установке;
Β – удельные затраты по возмещению потерь, у.е./кВт∙ч.;
∆Wпот – годовые потери энергии, кВт∙ч.;
Для силового электрооборудования и РУ установлены следующие нормы отчислений: а=6,4%, в=3% – для оборудования до 150 кВ, а=6,4%, в=2% – при Uном≥220.кВ. При курсовом проектировании удельные затраты на возмещение потерь можно принимать β=0,8∙10-5 тыс. у.е/кВт.∙ч.
Первый вариант.
Амортизационные отчисления;
у.е. (3.3)
Издержки на обслу 
живание электроустановки;
у.е. (3.4)
Рассчитаем потери энергии в трансформаторах;
Потери электроэнергии в обмотках трансформаторов определяется по формуле, МВт ч.
(3.5)
где τпс – время наибольших потерь трансформаторов подстанции, ч.
Время наибольших потерь определяется по формуле;
(3.6)
где Тм = 5000ч.– время использования максимальных нагрузок. ч;
При определении потерь электроэнергии в трансформаторах значения потерь короткого замыкания, и потерь холостого хода определяем по [1].
Годовые потери в трансформаторе ТЦТН-16000 150/35/10;
(3.8)
Для определения издержек связанных с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции определим стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии Зэ1 по графику приведенному в [2. стр. 317. Рис. 8.1.] Зэ=1,8 у.е.(кВт ч).
Издержки связанные с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции;
(3.9)
Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле (3.2), у.е.
.у.е. (3.10)
Приведенные затраты определим по формуле (3.1) ;
Первый вариант.
Результаты расчетов затрат на сооружение основного оборудования подстанции приведен в таблице 3.2.
| Таблица 3.2. Результаты расчетов затрат на сооружение основного оборудования подстанции. | ||
| Показатель. | Вариант | |
| Первый. | Второй. | |
| Стоимость оборудования ПС, . у.е. | ||
| Издержки на амортизацию, . у.е. | ||
| Издержки на обслуживание, . у.е.а=6,4%, в=3% – ˂ 150 кВ, а=6,4%, в=2% – при Uном≥220.кВ | ||
| Потери электроэнергии в трансформаторах, МВт ч. | ||
| потери в трансформаторе 150/35/10 | 1016,05 | 1117,47 |
| Издержки на возмещение потерь электроэнергии в тр-рах, . у.е. | 52123280,15 | 57326451,97 |
| Годовые эксплуатационные расходы, . у.е. | 136107251,15 | 137238342,97 |
| Приведенные затраты , у.е. | 243320831,15 | 239253522,97 |
Выполним проверку по недоотпуску электроэнергии по критерию надёжности.
Ущерб от недоотпуска электроэнергии находится по следующей формуле:
,
где y0 - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, принимаются равными 
у.е./(кВтч);
ω - параметр потока отказов, принимаем равным 0,04 отказ/год;
Тв - среднее время восстановления, принимаем по [1] табл.6.6 равным 43,8 ч;
ΔP - аварийное снижение мощности трансформатора, кВт.
Аварийное снижение мощности трансформатора находится по следующей формуле:
где Sном - номинальная мощность трансформатора, кВ×А;
Sрасч - мощность, передаваемая через трансформатор, кВ×А;
cosj - коэффициент мощности, принимаем cosj = 0,85.
Аварийное снижение мощности трансформатора для второго варианта (с двумя автотрансформаторами мощностью 16МВА):
Ущерб от недоотпуска электроэнергии для второго варианта:
Рассчитаем суммарные затраты для первого варианта (с двумя автотрансформаторами мощностью 10 МВА) с учетом затрат от недоотпуска электроэнергии.
З=239253522,97+3290,4=239256813,3.у.е./год;
Таким образом из расчётов видно, что вариант с двумя трансформаторами мощностью 16 МВА (учитывая ущерб по недоотпуску электроэнергии) не экономичнее варианта с трансформаторами мощностью 25 МВА, поэтому на основании этого принимаем для дальнейших расчётов вариант с двумя трансформаторами мощностью 25 МВА.
Схема приведена на рис. 3.1.
Выбор предохранителей ТСН.
Для защиты ТСН используем предохранители марки ПК, ПКИ, ПКТ предназначенные для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий в сетях 6, 10 кВ, также данные предохранители обладают токоограничивающим эффектом.
Рабочий ток для ТСН 10. кВ:
Исходя из этого предварительно выбираем предохранитель марки ПКТ101-10-20-31,5У3 [1. стр.254. Табл. 5.4] с плавкой вставкой большей через одну ступень.
Условия выбора по напряжению установки:
Uном=10. кВ = Uпр=10. кВ;
По максимальному рабочему току;
Iн=20. А > Iраб=7,89. А;
Проверка на отключающую способность;
Iо=31,5. кА ≥ Iк3=12,9. кА;
Результаты расчетов по выбору предохранителей сведены в таблице 6.7.
| Таблица 6.7. Результаты расчетов по выбору предохранителей. | ||
| Расчетные параметры сети | Каталожные данные предохран. | Условия выбора |
| Uуст=10. кВ. | Uном=10. кВ. | Uуст<Uном |
| Iраб=7,89. А. | Iном=20. А. | Iраб<Iном |
| Iк3=12,9. кА. | Iоткл=31,5. кА. | Ino<Iоткл |
| Результат выбора: ПКТ101-10-20-31,5У3. |
Выбор защ 
иты от атмосферных перенапряжений.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 150кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН–150/73/10/2УХЛ1 с Uн=150кВ.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 35кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН1– 35/63/10/2УХЛ1 с Uн=35кВ.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 10кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН1–10МУ3 с Uн=10кВ для установки в ячейках выключателей и ТН–10, для установки на ОРУ применяется ОПН–П1 10/10,5УХЛ1.
Выбор изоляторов.
В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах.
Условие выбора опорных изоляторов. По номинальному напряжению установки.
(6.8)
где Uном.уст. – номинальное напряжение установки, кВ;
Uном.из. – номинальное напряжение изолятора, кВ;
По механической прочности.
(6.9)
где Fрасч. – сила, действующая на изолятор, Н;
Fдоп. – допустимая нагрузка на головку изолятора, Н;
Допустимая нагрузка на головку изолятора определяется по формуле;
(6.10)
где Fразр. – разрушающая нагрузка на изгиб, Н;
При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила определяется по формуле;
(6.11)
где kh – поправочный коэффициент, учитывающий высоту шины, если она расположена на ребро, так как шины расположены горизонтально, то kh=1.
а – ширина между фазами.
L – длинна пролета.
Выполним выбор изоляторов для напряжения 10 кВ.
Определим расчетную силу.
Выбираем изолятор типа ИО–10–3,75 У3, [1. стр. 282. табл. 5.7.] с Fрасч. =3,75. кН. Допустимая нагрузка на головку изолятора;
Следовательно, данный изолятор по условиям выбора проходит.
Для РУ 10 кВ выбираем изолятор типа ИО–10–3,75 У3. [1. стр. 282. табл. 5.7.].
Для РУ 35 кВ выбираем изолятор типа С4-200I УХЛ. [1. стр. 284. табл. 5.7.].
Для РУ 150 кВ выбираем изолятор типа С4-950I УХЛ. [1. стр. 285. табл. 5.7.], так же на ОРУ 150 и 35 кВ применим подвесные изоляторы.
Заключение.
При выборе основного оборудования были выбраны силовые трансформаторы типа ТДТН-25000/150/35/10. При выборе принципиальной схемы предпочтение было отдано схеме по напряжению 150 кВ одна секционированная система шин с обходной с секционным и обходным выключателями, распределительное устройство на напряжении 35 кВ выполнено по схеме - одна секционная система шин, распределительное устройство на напряжении 10 кВ выполнено по схеме - одна секционная система шин. Собственные нужды ГПП запитались от С10 кВ. ТСН типа ТМ-100/10.
Результат выбора коммутационной аппаратуры.
На стороне150 кВ-выключатели ВГТ-220-40/2500У1, разъединители РНДЗ.2-150/1000 У1.
На стороне35 кВ-выключатели ВГБ-35 12,5/630У1, разъединители РНДЗ.2-35/1000 У1.
На стороне10 кВ-выключатели ВР1-10-20/1600-630.
Для защиты ТН 10 выбран предохранитель типа ПКТН 103-10-2-31,5У3.
Для защиты ТСН 10 выбран предохранитель типа ПКТ101-10-20-31,5У3.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 150кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН 150/73/10/2УХЛ1 с Uн=150кВ.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 35кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН1– 35/63/10/2УХЛ1 с Uн=35кВ.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 10кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН1–10МУ3 с Uн=10кВ для установки в ячейках выключателей и ТН–10, для установки на ОРУ применяется ОПН–П1 10/10,5УХЛ1.
Для РУ 10 кВ выбираем изолятор типа ИО–10–3,75 У3. [1. стр. 282. табл. 5.7.].
Для РУ 35 кВ выбираем изолятор типа С4-200I УХЛ. [1. стр. 284. табл. 5.7.].
Для РУ 150 кВ выбираем изолятор типа С4-950I УХЛ. [1. стр. 285. табл. 5.7.], так же на ОРУ 150 и 35 кВ применим подвесные изоляторы.
При выборе измерительных приборов были выбраны:
Для силового трансформатора ТДТН-25000/150/35/10 на стороне 150 кВ и 35 кВ- трансформаторы тока типа ТВТ-150-II-300/5 встроенные в силовой трансформатор 150/35/10 и ТВ-35-II-600/5 и встроенные в ввода выключателя ВГБ-35 12,5/630У1, ТПЛ-10-II-1600/5, в ячейках вводных выключателей 10 кВ ВР1-10-20/1600.
Для выключателей ВГТ-220-40/2500У1 - ТОГ-150-II-I300/5.
Для выключателей ВГБ-35 12,5/630У1 - ТВ-35-II-600/5, встроенные в вводные выключатели.
Для выключателей ВГБ-35 12,5/630У1 - ТВ-35-II-300/5, встроенные в секционный выключатель.
Для выключателей ВГБ-35 12,5/630У1 - ТВ-35-II-200/5, встроенные в линейный выключатель.
Для выключателей ВР1-6-20/630 - ТПЛ-10-II-800/5, встроенные в ячейки секционного выключателя.
Для выключателей ВР1-6-20/630 - ТПЛ-10-II-200/5, встроенные в ячейки линейного выключателей.
Трансформаторы напряжения типа НОГ-150/50-У1 и НАМИТ – 35/50-У1 установленные на С110 и С35 кВ.
на стороне 10 кВ - трансформаторы напряжения НАМИТ – 10 – У4 с Sн=50.ВА.
Выбор токоведущих частей:
на стороне 110 кВ - были выбраны гибкие токопроводы на основе проводов марки АС, сборные шины АС-120/19 
токопроводы АС-120/19 .
на стороне 35 кВ - были выбраны гибкие токопроводы на основе проводов марки АС, сборные шины АС-300/39 токопроводы АС-300/39.
на стороне 10 кВ - окрашенные алюминиевые шины прямоугольного сечения 80х8, токопроводы 3хАС-185/43.
Введение.
Задачей курсового проекта является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по проектированию электрической части подстанции, расчету и выбору шин, трансформаторов, высоковольтных аппаратов, а также приобретение опыта в использовании справочной литературы, руководящих указаний и нормативных материалов.
В учебном процессе курсовому проектированию придается большое значение, так как оно способствует приобретению навыков самостоятельной работы по специальности.
При выполнении курсового проекта подлежат разработке следующие вопросы:
1. Выбор силовых трансформаторов проектируемой подстанции.
2. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений (с разработкой схем распределительных устройств и собственных нужд).
3. Выбор сечения воздушной и кабельной линий и расчет режимов электрической сети с проектируемой подстанцией.
4. Расчет токов короткого замыкания.
5. Выбор коммутационных аппаратов.
6. Выбор токоведущих частей и кабелей.
7. Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы.
8. Выбор измерительных трансформаторов.
9. Выбор и описание конструкции распределительных устройств.
10. Графическая часть проекта содержит два листа. Главная схема электрических соединений – лист 1. Результаты расчета режимов электрической сети с проектируемой подстанцией – лист 2.
Основные цели и задачи проектирования:
1. Производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления.
2. Надежная работа установок и энергосистем.
3. Сокращение капитальных затрат на сооружение установок.
4. Снижение ежегодных затрат и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.
Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.
Целью данного курсового проекта является выбор основного оборудования на проектируемой подстанции.
1. Опре деление суммарной мощности потребителей подстанции.
Суммарная активная мощность определяется по формуле;
(1.1)
где n – количество отходящих линий.
P¢ – передаваемая мощность по одной линии, МВт.
kнп – коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей.
Суммарная полная мощность определяется по формуле;
(1.2)
где cosj – коэффициент мощности.
Суммарная реактивная мощность определяется по формуле;
(1.3)
Определим активную, полную, и реактивную мощности потребляемой на стороне напряжения 10 кВ;
Определим активную, полную, и реактивную мощности потребляемой на стороне напряжения 35 кВ;
Определим активную, реактивную, полную мощности потребляемой на стороне напряжения 150 кВ с учетом питания от ТЭЦ;
2. Выбор силовых трансформаторов и технико-экономическое сравнение вариантов.
Узловые подстанции не только осуществляют питание потребителей, но и связывают отдельные части энергосистемы. В этом случае на подстанции, кроме РУ низкого напряжения сооружаются РУ высокого и среднего напряжения (СН) и устанавливаются автотрансформаторы или трехобмоточные трансформаторы.
Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низких напряжений, но как правило при проектировании новых подстанций не устанавливается более двух трансформаторов на присоединение одного напряжения данного РУ.
Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения:
(2.1)
где Sт.расч - расчетная мощность трансформатора, МВA;
kп.ав=1,4 – коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов. Такая перегрузка допускается в течение 5 суток при условии, что коэффициент предшествующей нагрузки kз не более 0,93 и длительность перегрузки не более 6 ч.
Så - суммарная мощность потребителей, МВA, S∑=Sсн+Sнн. МВА;
Кав - коэффициент аварийной перегрузки;
n - количество трансформаторов.
Для первого и второго варианта выбираем в РУ по два трансформатора.
Первый вариант: питание предполагается осуществить на напряжении 150 кВ, следовательно необходимо выбирать трансформаторы с высшим напряжением 150 кВ.
Для установки в РУ напряжением 110кВ применяем два трансформатора типа ТДТН-25000 150/35/10 [1. стр. 154. Таблица 3.7.],.
Второй вариант: согласно задания нет возможности применить другое напряжение питания. Также при проектировании новых подстанций как правило не устанавливается более двух трансформаторов одного наименования в одном РУ, в данном случае также нет такой возможности. Исходя из этого разработка второго варианта заключается в применении другого трансформатора меньшей мощности с учетом недоотпуска электроэнергии.
Для установки в РУ напряжением 150кВ применяем два трансформатора типа ТДТН-16000 150/35/10 [1. стр. 154. Таблица 3.7.],.
Рассчитаем технико-экономические показатели.
О сновное внимание уделяется методике выполнения расчетов, а графики нагрузок и другие величины и коэффициенты принимаются по усредненным показателям и в условных единицах.
Сопоставительную оценку рассматриваемого варианта схемы проектируемой подстанции приведен в курсовом проектировании по минимуму приведенных затрат З, у.е./год, которые определяются из выражения:
(3.1)
Где рн – нормативный коэффициент эффективности, 1/год, принимаемый в расчётах 0,12;
К– капиталовложения, у.е.;
И– годовые издержки, у.е./год;
Уо – математическое ожидание ущерба от недоотпуска электроэнергии.
Капиталовложения определяют по упрощенным показателям стоимости трансформаторов. Результаты расчётов капиталовложений оформляют в таблицу 3.1.
| Таблица 3.1.Результаты расчетов капиталовложений. | |||||
| Оборудование | Количество единиц, шт. 1вариант. | Количество единиц, шт. 2вариант. | Стоимость единицы, у. е. | Вариант | |
| первый | второй | ||||
| Общая стоимость, руб·$=у. е. | Общая стоимость, руб·$=у. е. | ||||
| ТДТН-25000 150/35/10 | |||||
| ТДТН-16000 150/35/10 | |||||
| Выключатели 110 кВ. | |||||
| Выключатели 35 кВ. | |||||
| Выключатели 10 кВ. | |||||
| Разъединители 220 кВ | |||||
| Разъединители 35 кВ | |||||
| Итого: |
Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:
(3.2)
где Иа=а∙К – амортизационные отчисления;
а – норма амортизационных отчислений для силового оборудования;
Ио=в∙К – издержки на обслуживание электроустановки;
В – норма отчислений на обслуживание;
Ипот=β∙∆Wпот – издержки, обусловленные потерями энергии в проектируемой установке;
Β – удельные затраты по возмещению потерь, у.е./кВт∙ч.;
∆Wпот – годовые потери энергии, кВт∙ч.;
Для силового электрооборудования и РУ установлены следующие нормы отчислений: а=6,4%, в=3% – для оборудования до 150 кВ, а=6,4%, в=2% – при Uном≥220.кВ. При курсовом проектировании удельные затраты на возмещение потерь можно принимать β=0,8∙10-5 тыс. у.е/кВт.∙ч.
Первый вариант.
Амортизационные отчисления;
у.е. (3.3)
Издержки на обслу живание электроустановки;
у.е. (3.4)
Рассчитаем потери энергии в трансформаторах;
Потери электроэнергии в обмотках трансформаторов определяется по формуле, МВт ч.
(3.5)
где τпс – время наибольших потерь трансформаторов подстанции, ч.
Время наибольших потерь определяется по формуле;
(3.6)
где Тм = 5000ч.– время использования максимальных нагрузок. ч;
При определении потерь электроэнергии в трансформаторах значения потерь короткого замыкания, и потерь холостого хода определяем по [1].
Годовые потери в трансформаторе ТЦТН-16000 150/35/10;
(3.8)
Для определения издержек связанных с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции определим стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии Зэ1 по графику приведенному в [2. стр. 317. Рис. 8.1.] Зэ=1,8 у.е.(кВт ч).
Издержки связанные с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции;
(3.9)
Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле (3.2), у.е.
.у.е. (3.10)
Приведенные затраты определим по формуле (3.1) ;
Первый вариант.
Результаты расчетов затрат на сооружение основного оборудования подстанции приведен в таблице 3.2.
| Таблица 3.2. Результаты расчетов затрат на сооружение основного оборудования подстанции. | ||
| Показатель. | Вариант | |
| Первый. | Второй. | |
| Стоимость оборудования ПС, . у.е. | ||
| Издержки на амортизацию, . у.е. | ||
| Издержки на обслуживание, . у.е.а=6,4%, в=3% – ˂ 150 кВ, а=6,4%, в=2% – при Uном≥220.кВ | ||
| Потери электроэнергии в трансформаторах, МВт ч. | ||
| потери в трансформаторе 150/35/10 | 1016,05 | 1117,47 |
| Издержки на возмещение потерь электроэнергии в тр-рах, . у.е. | 52123280,15 | 57326451,97 |
| Годовые эксплуатационные расходы, . у.е. | 136107251,15 | 137238342,97 |
| Приведенные затраты , у.е. | 243320831,15 | 239253522,97 |
Выполним проверку по недоотпуску электроэнергии по критерию надёжности.
Ущерб от недоотпуска электроэнергии находится по следующей формуле:
,
где y0 - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, принимаются равными у.е./(кВтч);
ω - параметр потока отказов, принимаем равным 0,04 отказ/год;
Тв - среднее время восстановления, принимаем по [1] табл.6.6 равным 43,8 ч;
ΔP - аварийное снижение мощности трансформатора, кВт.
Аварийное снижение мощности трансформатора находится по следующей формуле:
где Sном - номинальная мощность трансформатора, кВ×А;
Sрасч - мощность, передаваемая через трансформатор, кВ×А;
cosj - коэффициент мощности, принимаем cosj = 0,85.
Аварийное снижение мощности трансформатора для второго варианта (с двумя автотрансформаторами мощностью 16МВА):
Ущерб от недоотпуска электроэнергии для второго варианта:
Рассчитаем суммарные затраты для первого варианта (с двумя автотрансформаторами мощностью 10 МВА) с учетом затрат от недоотпуска электроэнергии.
З=239253522,97+3290,4=239256813,3.у.е./год;
Таким образом из расчётов видно, что вариант с двумя трансформаторами мощностью 16 МВА (учитывая ущерб по недоотпуску электроэнергии) не экономичнее варианта с трансформаторами мощностью 25 МВА, поэтому на основании этого принимаем для дальнейших расчётов вариант с двумя трансформаторами мощностью 25 МВА.
Схема приведена на рис. 3.1.
Выбор главной схемы электрических соединений подстанций.
Распределительное устройство на напряжении 150 кВ выполнено по схеме - одна секционированная система шин с обходной с секционным - обходным выключателями, распределительное устройство на напряжении 35 и 10 кВ выполнено по схеме – одна секционированная система, С110, 35 и 10кВ подключаются через вводные выключатели к трансформатору ТДТН-25000 150/35/10.
Главная схема электрических соединений представлена на рис. 3.1.
Рис 3.1. Главная схема электрических соединений варианта 1.