Электрооборудование станций и подстанций (стр. 3 из 10)
где Ra=6,3% - норма амортизационных отчислений от кап. вложений для электротехнического оборудования и распределительных устройств всех классов напряжений;
Uпот – стоимость годовых потерь, тыс.руб.
Uпот = Сст×DЭст + См×DЭм ,
где DЭст и DЭм – годовые потери в стали и меди, кВт×час;
Сст и См – удельная стоимость потерянной энергии в стали и меди, руб/кВт×час;
У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.
Величины удельных стоимостей Сст и См для Европейской части России могут быть приняты:
Сст=0,011 руб/кВт×час, См=0,012 руб/кВт×час.
Для Сибири: Сст=0,006 руб/кВт×час, См=0,007 руб/кВт×час.
Для определения капитальных затрат для ТЭР вариантов с 2-мя трансформаторами разной мощности следует учитывать только стоимость трансформаторов
К=Ктр=a×Кзав.
a - коэффициент для пересчета заводской стоимости трансформаторов;
Кзав - коэффициент расчетной стоимости
Таблица 2 [6]
| Параметр | Значение параметра | |||||||
| Uном. ВН транс-форматора, кВ | 35 | 110 | 150 | 220 | ||||
| Sном. МВ×А | £16 | >16 | £32 | >32 | £63 | >63 | £160 | >160 |
| Коэффициент a | 2 | 1,6 | 1,7 | 1,5 | 1,5 | 1,35 | 1,4 | 1,3 |
При ТЭС вариантов установки одного трансформатора с вариантом установки 2-х трансформаторов необходимо в последнем случае учесть стоимость установки дополнительных (по сравнению с другими случаями) выключателей на ВН, СН, НН. При этом контрольные затраты на п/станцию составляет:
К=Ктр.+Квыкл.
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах и АТ определяются отдельно для стали и меди. Потери энергии в стали для трех фазных трансформаторов
DЭст. = n×Рх×х × 8760,
где n – количество параллельно работающих трансформаторов;
Рхх – потери холостого хода, кВт.
Потери энергии в меди 3-х фазных 2-х обмоточных трансформаторов
DЭм =
,где Ркз – потери короткого замыкания. кВт;
Sн – номинальная мощность трансформатора, МВ×А;
Рi, ti – активная мощность и продолжительность ступени суточного графика, МВт и часов.
m – число суток работы трансформатора по рассматриваемому графику нагрузки. при неизменном расчетном графике нагрузки в течение года m=365 суток.
Потери в обмотках трех фазных трех обмоточных трансформаторов (при равенстве номинальных мощностей всех трех обмоток).
где Ркзвн=Ркзсн=Ркзнн=Ркз.
Профессор П.Г. Грудинский в [8] предложил упрощенный метод разделения потерь по обмоткам:
Ркзвн = 0,7Ркзвн-сн.; Ркзсн = 0,3Ркзвн-сн;; Ркзнн = 0,3bРкзвн-сн,
где b=
При расчете по вышеприведенным формулам необходимо принять
Sном. = Sнн.ном.
Ущерб “У” вызванный недоотпуском электроэнергии, определяется прежде всего математическим ожиданием длительности аварийного перерыва электро- снабжения в течение года.
Л=W×Тв, час/год,
где W – параметр потока отказов, 1/год;
Т – среднее время восстановления поле отказа, часов.
Таблица 3. Показатели надежности трансформаторов.
| Uном. кВ | W, 1/год | Тв, ч. |
| 220 | 0,02 | 150 |
| 150 | 0,015 | 100 |
| 110 | 0,015 | 100 |
| 35 | 0,02 | 80 |
Ущерб от недоотпуска электроэнергии на однотрансформаторной подстанции определяется из выражения:
У=А×Рс× Уо=W×Тв ×Рс ×Уо тыс. руб.
где Рс=
- среднегодовая нагрузка, МВт.Э – энергия переданная через п/станцию за год МВ×ч.
Уо=0,6 руб/кВт×ч – среднее значение удельного ущерба от недоотпуска 12кВт×ч эл. энергии.
В случае, когда часть нагрузки питающейся от однотрансформаторной п/станции, имеет резервный источник питания, то
,где Эрез. – энергия, полученная от резервного источника во время аварии, МВт×ч
В случае двухтрансформаторной подстанции величина ущерба от недоотпуска электроэнергии может определяться в тыс. руб. по формуле:
У= 365×Fэ×Кв×Уо,
где Кв=
,Fэ=cosj
- площадь верхней части графика нагрузки отсеченной прямой с ординатой Sогр.;Кв – коэффициент восстановления силовых трансформаторов.
может осуществляться на одном, двух, трех и четырех (ТЭЦ) повышенных напряжениях. На основании результатов ТЭР принимается к дальнейшему проектированию вариант с наименьшими затратами. Если затраты различаются меньше чем на 5% (по отношению к наименьшим затратам), то варианты считаются равноэкономичными. При этом следует принимать к дальнейшему проектированию вариант с большей установленной мощностью трансформаторов. Проектирование схемы присоединения станции или подстанции к системе заключения в выборе напряжений, на которых будет выдаваться эл. энергия, числа и пропускной способности ВЛ на каждом напряжении в предварительном распределении генерирующей мощности между РУ, в определении связей РУ станции с распределительными и системообразующими сетями.
Таблица 4.1 Наибольшая передаваемая мощность по одной цепи и длина ВЛ обычного исполнения
| Uном | Рmax, МВт | Lmax, км |
| 110 | 25 | 150 |
| 50 | 50 | |
| 220 | 110 | 250 |
| 200 | 150 | |
| 330 | 300 | 300 |
| 400 | 200 | |
| 400 | 500 | 1000 |
| 700 | 600 | |
| 500 | 700 | 1200 |
| 900 | 600 | |
| 750 | 1800 | 1500 |
| 2200 | 800 | |
| 1150 | 4000 | 2000 |
| 6000 | 1200 |
В таблице даны пределы передаваемой мощности и длины ВЛ различного класса. Выдача мощности от эл. станции может осуществляться на одном, двух, трех, четырех (ТЭЦ) повышенных напряжениях. Напряжение 6-10 кВ используется для распределительных сетей в городах, сельской местности и на предприятиях. Наиболее экономичным считается напряжение 10 кВ. Напряжение 6 кВ оказывается выгодным в сетях предприятий с большой долей ВВ двигателей. Напряжения 35, 110, 150 кВ применяются в распределительных сетях энергосистем, причем 35 кВ – в основном в сельской местности. Напряжения 220, 330, 500 кВ используются для основной системообразующей сети энергосистемы и ЛЭП от станции средней и большой мощности. Напряжения 500, 750 и 1150 кВ применяются на межсистемных линиях связи и дальних передачах от сверхмощных станций (КЭС, ГЭС, АЭС).
Выбор схемы собственных нужд подстанции
Состав потребителей собственных нужд (С.Н.) подстанции зависит от типа подстанции мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования.
Наименьшее количество потребителей собственных нужд (С.Н.) на подстанции, выполненной по упрощенной схеме, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства:
- электродвигатели обдува трансформаторов;
- обогрева приводов выключателей;
- шкафов КРУН;
- освещение территории подстанции, помещений, ячеек.
На подстанции с выключателями нагрузки (ВН) дополнительными потребителями являются компрессорные установки. На подстанциях с постоянным оперативным током – зарядный и подзарядный агрегаты.
Наиболее ответственные потребители СН подстанции являются оперативные цены, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов и насосы системы охлаждения, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной. Мощность потребителей СН невелика, поэтому трансформаторы с.н. имеют вторичное напряжение 380/220 В. Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузки в период ремонтных работ на подстанции [5,10]
Приняв для электродвигателей сos
=0,85 определяем Qуст. и расчетную нагрузку: 
,где Кс – коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. Можно принять Кс=0,8
Мощность трансформаторов выбирается:
а) при 2-х трансформаторах СН на подстанции без постоянного дежурства и при 1-ом трансформаторе СН S³Sрасч.
При 2-х трансформаторах СН на подстанции с постоянным дежурством
S³
,где Кп – коэффициент допустимой аварийной нагрузки, его можно принять равным 1,4;
Если число трансформаторов СН больше 2-х, то
Sт³
Предельная мощность каждого трансформатора СН должна быть не более 630 кВ×А.
При ТЭО допускается применение трансформатора 1000 кВ×А.
На всех 2-х трансформаторных подстанциях устанавливаются два трансформатора СН. Один трансформатор СН устанавливается на однотрансформаторных подстанциях 35…220 кВ с постоянным оперативным током без синхронных компенсаторов и воздушных выключателях с силовыми трансформаторами ТМ. Если на 1-ой трансформаторной подстанции установлен ВВ или трансформатор с системой охлаждения Д или ДЦ то предусматривается 2 трансформатора СН, один из которых присоединяется к местной сети 6…35 кВ. Для питания оперативных цепей подстанции может применяться переменный и постоянный ток. Постоянный оперативный ток применяется на всех подстанциях 330-750 кВ., на подстанциях 110…220 кВ с числом МВ-110 кВ или 220 кВ 3-х и более, на подстанциях 35…220 кВ с В.В.