Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов у потребителей сводится к выбору числа, типа и мощности трансформаторов. У нас все подстанции (кроме 3) двухтрансформаторные, так как в каждом пункте есть потребители I категории. Будем брать трансформаторы только с РПН (регулирование под нагрузкой).

 Номинальная мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции определяется аварийным режимом работы. При установке двух трансформаторов, их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей. Найдем зимнюю эквивалентную температуру для рассматриваемого района.

 

≈ -7,6 °С ≈10°С.

 

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки.

 Необходима проверка возможности использования трансформатора меньшей мощности.

 

 

где  - коэффициент недогрузки

 - коэффициент перегрузки

 - коэффициент максимума

Сравниваем  с : если >0,9* , то =

если <0,9* , то =0,9* ,

в случае корректировки заменяем на h

 

где  - мощность трансформатора на недогруженном участке в МВА;

∆t – продолжительность участка в часах

 - мощность трансформатора на перегруженном участке в МВА;

∆h – продолжительность участка в часах

Расчет первой схемы.

Выбор трансформатора в пункте 1.

 

Таблица 4.10.

Суточный график активной нагрузки Т1, МВт

t, час № пункта	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24
1	19,2	25,6	32	19,2	19,2	19,2

 

= 28,74 МВА

 

Выполняется проверка возможности использовать трансформатор меньшей мощности (Sh= 16 МВА).

 

= 1,232 = 1,45 = 33,1/16=2,07

 

В этой главе было составлено четыре варианта схем сети, из которых выбрали два наиболее рациональных, исходя из требований надежности к электрической сети. Для выбранных вариантов выбрали напряжения каждой линии, сечение проводов, трансформаторы.

 

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ НАИБОЛЕЕ РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА

Для выбора лучшего варианта схемы сети из двух, для каждой схемы необходимо провести технико-экономический расчёт. Наиболее рациональным будет вариант с минимумом приведенных затрат. Затраты определяются по формуле

 

3=E_H-K_{Z +} H_{Z +} y ,

 

где  - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений (считаем его равным 0.12, т.е окупаемость за 8 лет);

- суммарные капиталовложения;

- суммарные издержки (эксплуатационные расходы);

У- ущерб от недоотпуска электроэнергии (считаем равным 0, т.к. линии двухцепные)

 

=  +

 =Ко* L ,

Где  - капиталовложения на постройку ВЛ;

 - капиталовложения на постройку ПС;

Ко - удельная стоимость ВЛ тыс.руб./км , L - длина линии;

 

= +  + +

= +  - суммарные издержки;

= +  - издержки в линии;

а - амортизация, о - обслуживание, р- ремонт;

 - издержки от потерянной электроэнергии в ВЛ;

 - издержки от потерянной электроэнергии в ТР;

 

= ·

= ∙

 

 - стоимость 1 кВт*ч потерянной электроэнергии;

 

= ∙τ·

=

 

Время потерь

 

=  - годовые потери электроэнергии в трансформаторах

 

=0,8%  = 5,9%

 

В качестве схем ОРУ будем использовать схему 110-4н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

Расчет первой схемы.

Линия 2-5

=57∙26,6=1516,2 тыс_руб.

= 11,2∙8+20∙8+28∙4+5,6∙4=384 МВт∙ч

W год = 384∙200+384∙165∙0,55=111648 МВт∙ч

= МВт

=0,069∙2405,3=165,97 МВт∙ч

=0,012∙165,97=1,99 тыс_руб

 

Таблица 5.1.

Расчет затрат для линий схемы №1.

линия	Капиталовложения			Издержки
	КО, тыс.р/км	L, km	Квл. тыс.р.	W, МВт*ч	Тт. ч	τ, ч	∆WBJ1 ,МВт*ч	И∆Wвл тыс. р.	Иаор тыс.р
ИП-1	57	21	1197	107520.0	3360	1853.6	1050.18	12.6	9.6
2-5	57	26,6	1516.2	111648.0	4000.0	2405.3	1058,33	12.7	12.13
ИП-2	57	43,4	2473.8	66989	4187	2579.8	366.89	4.4	19.79
ИП-4	57	44,8	2553,6	85596.8	3722.0	2159.0	635.64	7.63	20.43
4-3	50	32,2	1610	111648	3722	2156.49	1080.18	12.96	12.88
К	9576.0			125.12

 

Таблица 5.2.

Каталожные данные трансформаторов схемы №1.

ПС	Тип	МВА	Каталожные данные						Расчетные данные
			, кВ		Uк, %	Рк, кВт	Рх, кВт	Iх, %	Ом	Ом	квар
			ВН	НН
1	ТРДН-25000/110	25	115	10,5	10,5	120	27	0,7	2,54	55,9	175
2	ТДН-10000/110	16	115	11	10,5	60	14	0,7	7,95	139	70
3	ТДН-10000/110	10	115	11	10,5	60	14	0,7	7,95	139	70
4	ТДНТ-25000/110	25	115	38,5/11	10,5/17/6	100	23	1,0	2,6/2,6/2,6	88,9/0/52	160
5	ТДН-10000/110	10	115	11	10,5	60	14	0,7	7,95	139	70

 

Расчет стоимости ПС 1.

 

=537,6 МВт∙ч

W год=1,64∙  МВт∙ч

=2∙36∙ ∙8760+ ∙140∙ ∙ ∙3548,96=340,14

=0,012∙340,14=4,08 тыс_руб

 

Таблица 5.3.

Расчет затрат для ПС схемы №1.

	Капиталовложения, тыс. р.					Издержки
	тр.	ОРУ ВН	ОРУ СН	постоянная	К	τ ч	∆WTp МВт*ч	И∆wTp тыс.р	Иаор тыс.р
ПС1	2*222	198	-	430	1072	3548.9	340.1	4.08	63.25
ПС2	2*148	198	-	430	924	2580.0	877.94	10.54	54.52
ПСЗ	2*100	40	-	200	440	3722	534.13	6.4	25.96
ПС4	2*222	198	-	430	1072	3722	987.36	11.85	63.25
ПС5	2*148	198	-	430	924	3722	700	8.4	54.52
Итог тыс.р.	4590					302.77

 

Итоговые затраты

 

3= 0.12*(9576.0+ 4590) + (125.12 + 302.77) = 2127.81тыс_руб

 

Итоговые затраты

3= 0.12∙(9655.8+ 4380) + (122.4 + 314.64) = 2121.34тыс_руб

∆=

 

Варианты экономически равноценны. Различия в стоимости менее 5 %; для выбора итоговой схемы используем дополнительные критерии: надежность и перспектива развития. Выбираем схему №2

В схеме №2 возможно большее, чем в схеме №1, увеличение нагрузки в пункте 2 без замены оборудования.

В данной главе был проведен технико-экономический расчет, в результате которого были найдены приведенные затраты обоих вариантов схемы сети. Был выбран вариант №2, т.к. он оказался наиболее надежным.