Существующая схема и перспективные нагрузки энергорайона

     В общем случае выбор количества трансформаторов на подстанции определяется составом потребителей, мощностью их нагрузки, количеством номинальных напряжений. Однако, как правило, в обычных условиях на подстанциях предусмотрена установка двух трансформаторов. При этом предполагается, что при аварийном выходе одного трансформатора, оставшийся будет обеспечивать нормальную нагрузку подстанции с учетом допустимой перегрузки. Мощность каждого трансформатора на двух трансформаторной подстанции выбирают следующим образом:

     S_тр = (0,65 + 0,7)·S_nc,     (1.11)

     где S_тр - мощность одного трансформатора, МВА;

     S_nc - максимальная мощность, проходящая через оба трансформатора, МВ·А.

     На  основании перспективных нагрузок подстанции произведём выбор трансформаторов  по (1.11).

     S_ПС заводская=13МВ·А; tgφ =0,4.

     S_тр= (0,65÷0,7)·13/Cos(arctg0,4)=8,5÷9,1МВ·А

     Выбираем  два трансформатора ТДН – 10000/110. Параметры выбранных трансформаторов, взятые из справочника [1,2], приведены в таблице 1.1.

     Таблица 1.1 – Параметры трансформаторов  новой подстанции

     Произведём  расчёт параметров трансформаторов  на проектируемой подстанции Заводская по следующим формулам:

     r = ΔР_КЗ ·U_Вном²·10^-3/(n·S_ном²);    (1.12)

     x =U_k·U_Вном²/(n·100·S_ном);    (1.13)

     g_Т = n·ΔP_XX10^-3/U_Вном²;     (1.14)

     b_Т = n·ΔI_XX ·S_ном /(U_Вном²·100);    (1.15)

     r = 60·115²·10^-3 = 3,97 Ом;

     х = 10,5·115²(2·100·10) = 69,43 Ом;

     g = 2·14·10^-3/115²=2,12 мкСм;

     b = 2·0,7·10/(115²·100) = 10,59 мкСм.

     Далее осуществим экономическую оценку составленных вариантов, для чего выполним технико-экономический  расчет каждого варианта.

     2.3. Технико-экономические показатели первого варианта развития сети

     2.3.1. Схема электрических соединений

     Сечения проводов новых линий выбираются по экономическим токовым интервалам.

     Выбор осуществляется в соответствии с  указаниями справочника [2], в зависимости от номинального напряжения, расчетного тока, района по гололеду, материала и ценности опор.

     Район по гололеду рассматриваемой электрической сети ΙΙΙ.

     Опоры выбираем железобетонные.

     Первый  вариант предусматривает питание  проектируемой подстанции ПС Заводская путем подключения к подстанции Ш50. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах принимаем одну двухцепную линию марки АС-240, протяженность которой составляет 28,8 км. Расчетные данные по линии электропередачи с выбранными проводами приведены в таблице 1.2.

     Таблица 1.2 – Расчетные данные линии электропередачи

     Параметры новой линии определяются по формулам

                          r_л = r₀ l / n;      (1.16)

     x_л = x₀ l / n;      (1.17)

     b_л = b₀ l / n;      (1.18)

     r_л = 0,12·28,8/2= 1,8 Ом;

     х_л = 0,405·28,8/2 = 5,6 Ом;

     b_л = 2,81·28,8·2 = 161,9 мкСм.

     

     Рис.1.1. Фрагмент карты-схемы первого варианта развития электрической сети

     

     Рис.1.2. Фрагмент схемы первого варианта развития электрической сети

     Для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства  персонала выбираем для ОРУ 110 кВ подстанции Заводская схему мостика с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов. В ЗРУ 10 кВ применена одиночная секционированная выключателем система шин.

     Схема первого варианта развития электрической  сети имеет вид, представленный на рисунке 1.2.

     Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.

     По  исходной информации об узлах и ветвях по программе RASTR на ПК выполнен расчет нормального максимального режима электрической сети (данные ПО ОАО «МРСК - Юга» - «Ростовэнерго» ЗЭС).

     Из  результатов расчёта видно, что  расчётные значения токов, протекающих по новой линии электропередачи равны: для ЛЭП ПС Ш50-ПС Заводская I_р = 79 А;

     Данные  значения попадают в экономические  интервалы токовых нагрузок для  выбранных сечений проводов.

     Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

     Для проверки проводов по условию нагрева  необходимо произвести расчёт послеаварийного  режима.

     Наибольшую  опасность для новых линий  представляет отключение связи ЭС1-Ш50, так как в этом случае новая линия будет загружена максимально.

     Произведём  расчёт послеаварийного режима, для  чего в массиве исходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП ЭС1-Ш50.

     Результат расчета послеаварийного режима приводится ПО ОАО «МРСК - Юга» - «Ростовэнерго» ЗЭС для ЛЭП ПС Ш50-ПС Заводская I_р = 100 А;

     Для провода АС-240 допустимый длительный ток I_доп= 610A.

     Как видно, I_доп > I_p, т. е. данные провода проходят по условию нагрева.

     Анализ  результатов расчётов максимального  и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение о работоспособности намеченного первого варианта развития электрической сети.

     2.3.1.1. Определение приведенных народнохозяйственных затрат

     Определяем  капитальные вложения по первому варианту, при этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

     Зная  параметры линий, питающих подстанцию ПС Заводская, при стоимости одного километра двухцепной линии марки АС-240 с железобетонными опорами номинальным напряжением 110кВ 1575 тыс.руб/км, определим капитальные затраты на сооружение ЛЭП.

     К_л = 1575 · 28,8 = 45 360 тыс. руб.

     Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.3).

     Так как выбранные трансформаторы, схемы  ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ и постоянная часть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты на сооружение подстанции не учитываем.

     Суммарные капитальные затраты по (1.3) составят:

     К = 45 360 тыс. руб.

     Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек на амортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.4):

     И' = (2,4 + 0,4) · 45 360/100 = 1270,08 тыс. руб.

     Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.

     Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:

     ΣΔР_макс = 13,76 + 1,56 = 15,32 МВт.

     Продолжительность использования наибольшей нагрузки T_нб =5200ч.

     τ = (0,124 + 5200/10000)² · 8760 = 3633 ч.

 

      Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки, определяются по (1.6):

     ΔЭ' = 3633 · 15,32 · 10³ = 55 657,56 · 10³ кВт·ч.

     Определяем  величину постоянных потерь электроэнергии по (1.8):

     ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 10³ = 10 599,6 · 10³ кВтч.

     Вычислим  ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии по (1.8).

     З_э' и З_э'' определяем по рис.8.1 [2]:

     З_э' = 134 коп/кВт·ч;

     З_э" = 110 коп/кВт·ч.

     З_пот=134·55 657,56 ·10³ + 110·10 599,6 ·10³ = 86 240,69 тыс.руб.

     Вычислим  суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.9)

     И = 1270,08+ 86 240,69 = 87 510,77 тыс. руб.

     По (1.10) определяем приведенные народнохозяйственные затраты по первому варианту:

     З = 0,12 · 45 360 +87 510,77 = 92 953,97 тыс. руб.

     2.4. Технико-экономические показатели второго варианта развития сети

     2.4.1. Схема электрических соединений

     Опоры выбираем железобетонные.

     Второй  вариант предусматривает питание  проектируемой подстанции ПС Заводская путем подключения к подстанции Ш50 и подстанции Ш30. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в нормальном и послеаварийном режимах принимаем две одноцепные линии марки АС-240, протяженность которых составляет 28,8 и 36,3 км соответственно. Расчетные данные по линиям электропередач с выбранными проводами приведены в таблице 1.3. [1-4].

 
 
 

     Таблица 1.3 - Расчетные данные новых линий  электропередачи