Выбор трансформаторов. Принципиальная схема

 

Как правило, на всех районных подстанциях предусматривается установка двух трансформаторов, мощность каждого из которых выбирается равной 0,65-0,7 от максимальной нагрузки подстанции с таким расчетом, чтобы при аварийном выходе одного из трансформаторов оставшийся в работе перегружался не более чем на 40% и обеспечивал питании потребителей всех категорий. Применение однотрансформаторных подстанций допускается для потребителей третьей категории мощностью до 6,3 МВА. Мощность трансформатора определяется исходя из его стопроцентной загрузки. Таким образом, номинальная мощность трансформатора Sномi, установленного на i-ой подстанции с нагрузкой в максимальном режиме Sнагi должна удовлетворять следующим условиям:

- Если на подстанции установлен один трансформатор:

 

Sномi> Sнагi

 

- Если на подстанции установлено два трансформатора:

 

 

где - допустимый коэффициент перегрузки в послеаварийных режимах, принимается равным 1,4.

- Если на подстанции устанавливается два трехобмоточных трансформатора или автотрансформаторы, то условие выбора будет следующим:

 

где - нагрузка на шинах среднего напряжения подстанции

- нагрузка на шинах низкого напряжения подстанции

Для автотрансформатора коэффициент выгодности можно не учитывать.

Данные по выбранным трансформаторам сводятся таблицу 3.6 и 3,8.

 

 

В общем случае коэффициент загрузки равен:

 

 

где n-число работающих трансформаторов на подстанции в нормальном или в послеаварийном режимах.

Коэффициент загрузки не должен превышать значение 0,7 в нормальном режиме.

Выбор типа трансформатора:

а) двухобмоточные(ставим на тех подстанциях, где сходятся линии одного номинального напряжения)

б) трехобмоточные(ставим на тех подстанциях, где переход 220/35кВ и 110/35кВ

в) автотрансформаторы (ставим на тех подстанциях, где переход 220/110кВ

Выбор трансформаторов для схемы 1:

 

Таблица 7

Узел	Число и тип трансформаторов	Sнаг, МВА	Sном, МВА	Kз.н.	Kз.па
1	2* АТДЦТН-125000/220/110	130	125	0,52	1,04
2	2*ТРДЦН-63000/110	83,75	63	0,66	1,32
3	2*АТДЦТН-200000/220/110	196,25	200	0,49	0,98
4	1*ТДН-10000/110	10	10	1	0
5	2*ТРДН-40000/110	36,25	40	0,45	0,9
6	2*ТРДН-40000/110	41,25	40	0,51	1,03
7	2*ТРДН-40000/110	36,25	40	0,45	0,9
8	1*ТДН-10000/110	10	10	1	0

 

Выбор трансформаторов для схемы 2:

 

Таблица 8

Узел	Число и тип трансформаторов	Sнаг,МВА	Sном,МВА	Kз.н.	Kз.па
1	2*ТРДН-40000/110	46,25	40	0,57	1,15
2	2*ТРДЦН-63000/110	83,75	63	0,66	1,32
3	2*ТРДЦН-63000/110	62,5	63	0,49	0,99
4	1*ТДН-10000/110	10	10	1	0
5	2*ТРДН-40000/110	36,25	40	0,45	0,9
6	2*ТРДН-40000/110	41,25	40	0,51	1,03
7	2*ТРДН-40000/110	36,25	40	0,45	0,9
8	1*ТДН-10000/110	10	10	1	0

 

3.5 Технико-экономическое сравнение вариантов электрической сети

 

Капитальные вложения и ежегодные издержки.

Капитальные вложения в сеть представляют собой выраженные в денежной форме затраты, связанные с сооружением сети. Они складываются из расходов на работы, предшествующие строительству, на освоение и подготовку территории, приобретения оборудования и строительно-монтажные работы. Затраты на строительство сети (К) складываются из затрат по линиям (Кл) и затрат по подстанциям (Кпс):

 

 

 - затраты по линиям;

 - затраты по подстанциям.

Стоимость воздушных линий (ВЛ) зависит от их номинального напряжения, сечения проводов, конструкции и материала опор, а также от внешних нагрузок (гололеда и ветра).

Стоимость 1 км ВЛ на применяемых в России унифицированных опорах берем из таблиц. Выбираем на всех участках одноцепные стальные опоры.

Зная стоимость 1 км линии и её длину, находим затраты на сооружение линии:

 

 

 

где

 - удельная стоимость одного километра линии i-го типа;

 - длина линии i-го типа.количество линий.

Расчет вложений в строительство линий схемы 1:

Рассчитаем стоимость линии (0-1)

 

 

Таблица 9 - Вложения в строительство линий

участок	Uном, кВ	Fтабличное	L,км	Цена 1км,руб	Стоимость, руб
0--1	220	400/51	28	19400	543200
1--2	110	240/32	33,97	14000	475580
1--3	220	300/39	33,24	17300	575052
7--4	110	70/11	39,22	12000	470640
3--5	110	95/16	22,47	12000	269640
7--6	110	150/24	29,61	11700	346437
3--7	110	240/32	32	14000	448000
6--8	110	70/11	24,08	12000	288960
всего					3417509

 

Расчет вложений в строительство линий схемы 2:

Рассчитаем стоимость линии (0-1)

 

 

Таблица 10 - Вложения в строительство линий

участок	Uном, кВ	Fтабл	L,км	цена 1км,руб	Стоимость, р
0--1	110	240/32	28	14000	392000
0--2	110	240/32	57,78	14000	808920
0--3	110	240/32	34,89	14000	488460
3--4	110	70/11	39,31	12000	471720
0--5	110	95/16	55	12000	660000
1--6	110	150/24	41,59	11700	486603
3--7	110	95/16	32	12000	384000
6--8	110	70/11	24,08	12000	288960
				всего	3980663

 

Капитальные вложения в подстанции зависят от многих факторов и по рекомендации института «Энергосетьпроект» разделены на четыре составляющие:

затраты в распределительные устройства Кру;

затраты по силовым трансформаторам Ктр;

затраты по компенсирующим устройствам и редакторам Кку;

постоянная часть затрат Кп

Выбор компенсирующих устройств на данном этапе проектирования еще не производился, поэтому принимаем Кку=0.

 

Кпс=Кру+Ктр

Кру=∑КВi∙Ni

Кру - затраты на распределительные устройства

Ктр - затраты по силовым трансформаторам

КВi - стоимость одного выключателя i-го типа

Ni - количество выключателей

Возьмем масляные выключатели с током отключения более 30 кА.

Капитальные вложения в подстанции для схемы 1:

 

Таблица 11

	выключатели		трансформаторы
			двухобмоточные			автотрансформаторы
	напряжение		мощность			мощность
	220	110	10000	63000	40000	125000	200000
число	8	20	2	2	6	2	2
Цена, руб	105000	43000	54000	136000	109000	253000	332000
Стоимость, руб	840000	860000	108000	272000	654000	506000	664000
Всего, руб	3904000

 

Капитальные вложения в подстанции для схемы 2:

 

Таблица 12

	выключатели	трансформаторы
	напряжение	мощность
	110	10000	63000	40000
число	28	2	4	8
Цена, руб	43000	54000	136000	109000
Стоимость, руб	1204000	108000	544000	872000
Всего, руб	2728000

 

Затраты на строительство всей сети составят:

для 1-ой сети

 

- для 2-ой сети

 

 

Эксплуатационные издержки:

Ежегодные эксплуатационные издержки складываются из отчислений на амортизацию (используют на выполнение кап. ремонтов и полную замену оборудования), расходов на текущий ремонт и обслуживание (включают в себя зарплату обслуживающего и ремонтного персонала, расходы на приобретение необходимых для эксплуатации материалов, приборов и прочие общественные расходы).

Годовые эксплутационные издержки (И) могут быть определены по формулам:

 

И=Ил+Ипс+Сэ;

Ил=Аа.р.о.(л)∙Кл/100;

Ипс= Аа.р.о(пс)∙Кпс/100;

 

где Ил - эксплутационные издержки для линий;

Ипс - эксплутационные издержки для подстанций;

Сэ - стоимость потерь электроэнергии;

Аа.р.о.(л) и Аа.р.о(пс) - отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание по линиям и подстанциям соответственно, % капитальных затрат.

Для воздушных линий Ил=2,8%

Для подстанций Ипс=9,4%

Кроме разных капитальных вложений и эксплутационных расходов, имеются еще разные потери электроэнергии в сети. На покрытие этих потерь в системе затрачиваются определенные средства. Поэтому для правильной экономической оценки сравниваемых вариантов сети надо учитывать затраты, связанные с компенсацией потерь энергии, т.е. стоимость потерь электроэнергии Сэ.

 

Сэ= ∆P∑∙Сэ’∙τ

 

Сэ’ - стоимость 1 кВт∙час

∆P∑- суммарные потери мощности в линиях

τ- время максимальных потерь

 

τ=(0,124+Тнб∙10-4)2∙8760

 

Необходимо рассчитать потери активной мощности на отдельных участках сети и суммарные потери активной мощности в сети:

 

∆Р∑=∑∆Рi

 

где ∆Рi- потери мощности на i-ом участке

 

 

n-количество линий на участкелi- реактивное сопротивление i-го участка сети

 

 

 

- удельное активное сопротивление i-го участка сети (табличная величина, дается на 100 км, делим на 100 и получим 1 км).

Приведенные затраты З=Ен∙К+И

где Ен- нормативный коэффициент кап. вложений. Принимаем Ен=0,12

Расчет вышеперечисленных величин для схемы 1:

 

Таблица 13

участок	число линий	P,МВт	Q,МВАр	L,км	rл	Uл	Fтабл	ΔP∑,МВт
0--1	2	261	195,75	28	0,075	220	400/51	2,3
1--2	2	67	50,25	33,97	0,12	110	240/32	1,18
1--3	2	157	117,75	33,24	0,098	220	300/39	1,29
7--4	1	8	6	39,22	0,428	110	70/11	0,13
3--5	2	29	21,75	22,47	0,306	110	95/16	0,37
7--6	2	41	30,75	29,61	0,198	110	150/24	0,63
3--7	2	78	58,5	32	0,12	110	240/32	1,5
6--8	1	8	6	24,08	0,428	110	70/11	0,08
всего	7,52

 

τ=(0,124+5100∙10-4)2∙8760=3521,13

Сэ=7,52∙0,015∙3521,13*1000=397183,5руб

Ипс=(9,4∙3904000)/100=366976руб

Ил=(2,8∙3417509)/100=95690,25руб

И=397183,5+366976+95690,25=859849,7руб

З=0,12∙(3417509+3904000) +859849,7=1738430,8руб

Расчет вышеперечисленных величин для схемы 2:

 

Таблица 14

участок	число линий	P, МВт	Q, МВАр	L,км	rл	Uл	Fтабл	ΔP∑,МВт
0--1	2	78	58,5	28	0,12	110	240/32	1,31
0--2	2	67	50,25	57,78	0,12	110	240/32	2
0--3	2	87	65,25	34,89	0,12	110	240/32	2,04
3--4	1	8	6	39,31	0,428	110	70/11	0,13
0--5	2	29	21,75	55	0,306	110	95/16	0,91
1--6	2	41	30,75	41,59	0,198	110	150/24	0,89
3--7	2	29	21,75	32	0,306	110	95/16	0,53
6--8	1	8	6	24,08	0,428	110	70/11	0,08
всего	7,93

τ=(0,124+5100∙10-4)2∙8760=3521,13

Сэ=7,93∙0,015∙3521,13*1000 =418838,41руб

Ил=(2,8∙3980663)/100=111458,56

Ипс=(9,4∙2728000)/100=256432

И=256432+418838,41+111458,56=786728,97

З=0,12∙(2728000+3980663)+ 786728,97=1591768,53

 

Определим разницу приведенных затрат двух сетей:

 

 

Так как разница приведенных затрат между вариантами составляет 8,34%, то мы для постройки выбираем вторую схему.

Заключение

 

В процессе работы были спроектированы и рассмотрены два варианта сетей.

Напряжение в сетях было выбрано в соответствии с эмпирической формулой Стилла и округлено до номинального значения.

Сечение проводов на отдельных участках выбиралось по экономической плотности тока с учетом потерь на корону и на допустимый нагрев.

Также были определены капитальные затраты на сооружение ЛЭП и подстанций, а также издержки на их содержание. Именно из которых и производилось сравнение схем электрической сети.

При технико-экономическом сравнении вариантов электрических сетей выяснилось, что разница в приведенных затратах составила . Так как затрат у 2-ой схемы меньше, мы отдали ей предпочтение.

Сеть оправдала себя по всем поставленным ей требованиям, тем самым доказав свою пригодность к эксплуатации.

Список используемой литературы

 

1. Проектирование районной электрической сети: Методические указания к курсовому проекту / И.В. Игнатьев - Братск: БрГТУ, 2000.