Проект новой подстанции для обеспечения электроэнергией нефтеперерабатывающего завода (стр. 5 из 22)
Выбираем отпайку -1 с напряжением 113 кВ. Определим действительное напряжение на шинах НН:
.(24)5.Определим действительное напряжение на шинах СН при данной отпайке:
. (25)6. Проверим отклонения действительных напряжений от номинальных и сравним с допустимыми отклонениями Vдоп%, устанавливаемыми ГОСТ 13109-97:
. (26)На шинах НН:
.На шинах СН:
.Данная отпайка удовлетворяет требуемым условиям.
2.8.2Минимальный режим
Исходные данные.
Трансформатор ТДТН-25000/110/35/10:
ΔРхх=0,036 МВт; ΔQхх=0,25 МВАр; rВ=1,5 Ом; rС=1,5 Ом; rН=1,5 Ом.
xВ=54 Ом; xС=0 Ом; xН=33 Ом.
Пределы регулирования:
.SН.ПР=14+j7,14 МВА, SСН=10,5+j5,39 МВА, SНН=3,5+j1,75 МВА; UВ=114 кВ.
1.Найдем потери напряжения в обмотках трансформатора:
, 
, 
.2.Определим приведенные напряжения на шинах СН, НН:
, 
.3.Рассчитаем значение напряжения ответвления на обмотке ВН, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах НН:
.4. Выберем стандартную отпайку и определим действительное напряжение на шинах НН.
Рисунок 5 – Шкала отпаек трансформатора.
Выбираем отпайку 1 с напряжением 117 кВ. Определим действительное напряжение на шинах НН.
.5.Определим действительное напряжение на шинах СН при данной отпайке:
. (27)6.Проверим отклонения действительных напряжений от номинальных и сравним с допустимыми отклонениями Vдоп%, устанавливаемыми ГОСТ 13109-97.
На шинах НН:
.На шинах СН:
.Данная отпайка удовлетворяет требуемым условиям.
2.8.3 Послеаварийный режим
Исходные данные.
Трансформатор ТДТН-25000/110/35/10:
ΔРхх=0,036 МВт; ΔQхх=0,25 МВАр; rВ=1,5 Ом; rС=1,5 Ом; rН=1,5 Ом,
xВ=54 Ом; xC=0 Ом; xН=33 Ом.
Пределы регулирования:
.SН.ПР=20,1+j12 МВА, SСН=15+j7,7 МВА, SНН=5+j2,5 МВА. UВ=111 кВ.
1.Найдем потери напряжения в обмотках трансформатора:
, 
, 
.2.Определим приведенные напряжения на шинах СН, НН:
, 
.3.Рассчитаем значение напряжения ответвления на обмотке ВН, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах НН:
.4.Выберем стандартную отпайку и определим действительное напряжение на шинах НН.
Рисунок 6 – Шкала отпаек трансформатора.
Выбираем отпайку –1 с напряжением 113 кВ. Определим действительное напряжение на шинах НН.
.5.Определим действительное напряжение на шинах СН при данной отпайке:
.6.Проверим отклонения действительных напряжений от номинальных и сравним с допустимыми отклонениями Vдоп%, устанавливаемыми ГОСТ 13109-97.
На шинах НН:
.На шинах СН:
.Данная отпайка удовлетворяет требуемым условиям.
2.8.4Расчет стандартной отпайки для всех режимов
Для трех полученных значений UОТВ.В определим среднее арифметическое и подберем стандартную отпайку .
. 
Рисунок 7– Шкала отпаек трансформатора.
Выбираем отпайку 0 с напряжением 115 кВ.
Далее расчет проводится аналогично тому, как это было сделано выше. Полученные данные сведем в таблицу 16.
Таблица 16
| Режим | НН | СН | ||
| Uнн, кВ | V, % | Uсн, кВ | V,% | |
| Существующий | 10,4 | +0,6 | 36,44 | +0,24 |
| Максимальный | 10,7 | +0,2 | 37,54 | -0,2 |
| Послеаварийный | 10,3 | -0,3 | 36,1 | -0,7 |
Данная отпайка удовлетворяет требуемым условиям.
3 Технико–экономическое сравнение вариантов подключения подстанции НПЗ
Выбор оптимального варианта подключения подстанции произведен по приведенным затратам, так как в этом методе сравнения вариантов для сокращения расчетов требуется сравнение только тех частей схемы, которые получаются различными. Общие части схемы при этом из сравнения можно исключить. Если, например, в сравниваемых вариантах одинаковое количество линий, отходящих от подстанции, равны их номинальные напряжения, допустимо стоимость этой подстанции вообще не учитывать.
Таким образом, затраты на одинаковые элементы могут не определяться. Однако следует заметить, что подсчет этих затрат позволяет иметь представление не только о различиях в абсолютной их величине, но и об относительном значении разницы в полной стоимости сравниваемых вариантов.
Определение капитальных затрат на сооружение сетей и подстанций производится путем составления сметы. В ней учитывается стоимость оборудования, а также всех строительных и монтажных работ, необходимых для сооружения сети.
Однако составление сметно-финансовых расчетов для ряда сравниваемых вариантов электрической сети требует много времени. Поэтому при технико-экономическом сравнении нескольких вариантов сети или линии электропередачи капитальные затраты определяются по укрупненным показателям, которые дают полную величину капитальных вложений: на 1 км линии, одну подстанцию, одну ячейку выключателя и т.д. Суммарные капитальные затраты определяются умножением укрупненного показателя на число сооружаемых единиц.
3.1.1 Капитальные затраты на сооружение сети
Капитальные затраты состоят и вложений в линии, электростанции и подстанции.
Определение капитальных затрат на сооружение сети сведем в таблицу отдельно для линий и открытого распределительного устройства (ОРУ) для различных вариантов. Учтем поправочный коэффициент К на стоимость электрических сетей в районе Сибири.
Таблица 12– Капитальные затраты на сооружение ЛЭП
| Вариант | Линия | Марка провода | Число цепей | Длина, км | Уд. стоимость, тыс.руб. | К | Кап. Затраты на ВЛ. тыс.руб |
| 1 | Л-14-1,2 | АС-120/19 | 2 | 20 | 820 | 1,2 | 19680 |
| 2 | Л-15-1,2 | АС-120/19 | 2 | 32 | 820 | 1,2 | 31488 |
3.1.2 Годовые эксплуатационные расходы
В состав годовых эксплуатационных расходов электрической сети входят:
1) отчисления на амортизацию оборудования линий электропередач.
2) затраты на текущий ремонт и обслуживание линий электропередач.
3) стоимость потерь электрической энергии в электрических сетях.
И=ИА + ИТР + ИΔW ,(13)
гдеИА – отчисления на амортизацию оборудования,
ИТР – затраты на текущий ремонт и обслуживание,
ИΔW – стоимость потерь электрической энергии.
,(14)гдеРЛ – капитальные затраты на сооружение ЛЭП,
КЛ – нормы амортизационных отчислений для ЛЭП, %,
, 
, (15)где
– суммарная длина ЛЭП, 
– ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП,