5. Расчет количества линий

5.1 Расчет линий на шинах высокого напряжения для первого варианта схемы

Определяем количество отходящих линий по формуле

(5.1)

где ZPct - установленная мощность генераторов на станции МВт, ZP_CT =2*110*0,9 + 3*63= 389 МВт; EPqh - суммарная мощность собственных нужд станции МВт, ЕРсн = 389 *6,6/100 = 25,674 МВт; Рты = Ртыгру = 44,64 МВт; P_л1 - пропускная способность 1 линии МВт, для линий ПО кВ Р_л1 = 40.. 50 МВт. Принимаю Р_Л1 = 45 МВт. пл.вн = (389 - 25,674 - 44,64) /45=8 линии.

5.2 Расчет линий на шинах низкого напряжения для первого варианта схемы Определяем количество отходящих линий по формуле:

п_л - Ртах/Р _1л , где (5.2)

Ртах — максимальная мощность выдаваемая с шин ГРУ

Рт - пропускная способность 1 линии МВт,

для линий 10 кВ Р_1л = 2 — 3 МВт . Берем равным 3 МВт

п_л = 62/3 =20,6667

Принимаем число линий равным 24.

5.3 Расчет линий на шинах высокого напряжения для второго варианта схемы

EP_ct =220 + 3*63 = 409 МВт;

ЕР_сн - суммарная мощность собственных нужд станции МВт, EРсн = 409*6,6/100 = 32,72 МВт;

Р_min = P_minrpy = 44,64 МВт;

Р_л1 - пропускная способность 1 линии МВт,

для линий 110 кВ Р_л1 = 40.. 50 МВт. Принимаю Р_л1 = 45 МВт.

п_л.вн = (409 - 32,72 - 44,64) /45~8 линии.

5.4 Расчет линий на шинах низкого напряжения для второго варианта схемы анологичен первому варианту.

6. Выбор схем распределительных устройств всех напряжений

РУВН-110кВ

Для РУВН-110 кВ в соответствии с заданием курсовой работы выбираем

схему с двумя рабочими с секционированными выключателями, и обходной

системами шин с двумя обходными и с двумя шиносоединителъными

выключателями. . Эта схема применяется при числе присоединений 12 и

более, в данном случае на РУ-110кВ 12 присоединений (2 блочных

трансформатора, 2 трансформатора связи и 8 системных линий) для

первого и второго вариантов .

Секции шин соединены между собой нормально включенными (для

выравнивания потенциалов по секциям шин) секционными выключателями.

РУ-10кВ

На генераторное распределительное устройство применим одну

секционированную системную сборных шин. Шины ГРУ секционируются по

количеству генераторов, секционный выключатель нормально включён для

выравнивания потенциалов по секциям шин. Для ограничения токов

которого замыкания на шинах в цепи секционного выключателя

применяются секционные реакторы. Питающие потребитель линии

запитываются с шин ГРУ через групповые реакторы, они предусмотрены

для:

• ограничения тока короткого замыкания в линии с целью установки малогабаритных вакуумных выключателей встроенных в КРУ;

• поддержание напряжения на шинах в пределах 65% от номинального напряжения при коротком замыкании в линии;

- уменьшение габаритов ГРУ за счёт уменьшения количества присоединений к шинам. 6.1 Схема для первого варианта.

7 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ

7.1 Технико-экономическое сравнение производится по методу приведенных затрат.

Подсчитаем капитальные затраты по вариантам. Для этого составим таблицу, в которую вносятся только те элементы на которые варианты

различаются.

Наименование и тип оборудования	Стоимос ть единица, тыс.руб.	I вариант		II вариант
		Количест во, штук	Стоимость, тыс.руб.	Количеств о, штук	Стоимост ь, тыс.руб.
ТЗВ-110-2	10000	2	20000	-	-
ТЗВ-220	14000	-	-	1	13000
ТДЦ-125/110	2800	2	5600	-	-
ТДЦ-250/110	5100	-	-	1	5100
ТДЦ-80/110	3400	-	-	1	3400
ТРДЦН- 125/110	5900	2	11800	-	-
ТРДЦН- 63/110	3650	-	-	2	7300
Ячейка генераторног о выключателя	300	1	300
Ячейка секционного выключателя с реактором	420	1	420
Ячейка Выключателя На с.н. с реактором	350			1	350

Итого: Вариант 1 — 38120 тыс. руб Вариант 2- 9150 - тыс. руб

7.2 Расчет для первого варианта Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах AW_l, кВтч:

где АР_ХХ - потери на холостом ходу в трансформаторе, кВт.

t— число часов работы трансформатора в году, ч. АР_КЗ - потери при коротком замыкании в трансформаторе, кВт.

5_тах - мощность проходящая через трансформатор, MB А.

S_HOM - номинальная мощность трансформатора, МВА

. т - число часов максимальных потерь. Зависит от числа часов использования максимума нагрузки, для cos<p = 0,S. [4 ,С. 396]

Так как трансформаторов два, то: AW_] = 2x2396395 = 4792787 кВт\ч

Расчет для трансформаторов связи ведем по тем же формулам

86,96^ч"

, 125 .

Т.к. трансформаторов связи два, то AW₂ = 2 х 1864271 = 3728542 Общие потери в трансформаторах : AW = AW_X + AW₂

AW = 4792787,8 + 3728542 = 8521330 Определим эксплуатационные затраты С, тыс.руб: С, - стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах, тыс.ру б/кВт * ч:

где р - стоимость одного кВтч (150коп/кВт-ч)

С, =0,80x8521330 = 6817064 тыс.руб/кВт^ч

С₂ + С₃ -расходы на ремонт, амортизацию и содержание персонала. Они

составляют 8-9% от капитальных затрат, тыс.руб.

С₂+С₃=(8-9%)хК, (7.3)

С₂ + С, = (8 -9%) • 38120 = 3240 тыс.руб

С = С,+С₂+С, , (7.3)

С = 6817 + 3240 = 10057 тыс.руб

Подсчитаем затраты по варианту З_п тыс.руб. :

3_!=Р_н *К + С, (7.4)

где Р_н =0,12 - нормативный коэффициент эффективности

3 = 0,12-38120 + 10057 = 14631,4 тыс.руб

7.3 Расчет для второго варианта Рассчитаем потери энергии на блочных трансформаторах APT,, кВтч:

Для трансформатора ТДЦ-250/110 '.

Для трансформатора ТДЦ-80/110 :

Рассчитаем общие потери энергии на блочных трансформаторах :

AW = 4116764.2 + 563554.8 = 4680319

Расчет для трансформаторов связи ведем по тем же формулам :

Т.к. трансформаторов связи два, то

AW₂ =2x1357375,4 = 2714751

Общие потери в трансформаторах :

AW = 4680319 + 2714751 = 7395070

Определим эксплуатационные затраты С, тыс.руб:

С, - стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторах, т ы сруб/кВт • ч:

С, = 0,80х7395070 = 5916055,2 руб/кВт*ч С₂ +С₃ =(8-9%)-29150 = 2477.75 тыс.руб

С = 5916 + 2478 = 8393.75 тыс.руб

Подсчитаем затраты по варианту 3,, тыс.руб

где Р_н =0,12 - нормативный коэффициент эффективности

3 = 0,12-29150 + 8394 = 11820 тыс.руб

7.4 Сравним варианты

Так как разница между вариантами составляет 19,251 %. Дальнейшие расчеты производим только для второго варианта структурных схем.