3. Таблица 3.6 – Сравнение экономических показателей

   Сравнение экономических показателей
   Вариант	Кап. затраты, тыс. руб.	Приведённые кап. затраты, тыс. руб.		Потери эл. энергии,		Стоимость потерь, тыс. руб			Приведённые затраты, тыс. руб.
   ТП и НРП	696,06	139,50		15928,61		58,30			197,80
   Две ТП	960,36	196,37		15508,40		56,76			253,13
   Вариант 1 выгоднее варианта 2 на			29%

5. Выводы по разделу три

6. Проведен выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия исходя из величины нагрузки электроприемников, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены. В результате расчетов на территории предприятия располагается 12 трансформаторных подстанций 4-х типоразмеров 160кВА, 400 кВА, 1000 кВА и 2000 кВА с трансформаторами типа ТМЗ. Расположение ТП и высоковольтной нагрузки отображено на листе 1. Проведен расчет технико-экономического обоснования установки НРП в цехе №9.

20. 4 ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ, СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ТРАНСФОРМАТОРОВ ГЛАВНОЙ ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ

22. Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжений на них, расстоянием от ГПП до этих источников, возможностью сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами [4, 4.6].

23. Величину рационального напряжения питания ГПП можно оценить по приближенной формуле Стилла [4, ф.4.29]:

25. , (4.1)

27. где l– длина питающей ГПП линии, км;

28. Р_Р.П.– расчетная активная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения ГПП, кВт [5, 3.3.6].

30. (4.2)

32. где – коэффициент одновременности максимумов. Исходя из раздела 2 для шин НН ГПП;

33. – расчетная активная низковольтная нагрузка силовых ЭП. Из раздела 2 известно, что ;

34. – расчетная активная высоковольтная нагрузка предприятия, создаваемая высоковольтными синхронными и асинхронными двигателями; Из раздела 2 известно, что

35. – расчетная активная нагрузка освещения предприятия, включающая внутрицеховое и наружное освещение. Из раздела 2 известно, что

36. – суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых ТП. Из раздела 3 известно, что

37. По формуле (4.2):

39. 

41. По формуле (4.1):

42. Для напряжения 10кВ:

43. 

44. Для напряжения 110кВ:

46. 

48. Согласно исходным данным на подстанции энергосистемы имеются уровни напряжения 10 и 110 кВ. Поскольку полученное рациональное напряжение схемы внешнего электроснабжения одинаково удалено от обоих из имеющихся напряжений внешнего электроснабжения, выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения будем проводить путем технико-экономического сравнения вариантов.

49. Для выбора силовых трансформаторов ГПП необходимо знать полную расчетную нагрузку предприятия:

51. ,

53. где Q_ЭСI– экономически целесообразная реактивная мощность на стороне высшего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы, квар, найдем по выражению:

55. ,

57. Для сети напряжением 10 кВ tg=0,25; для сети напряжением 110 кВtg=0,31, тогда:

58. – для сети напряжением 10 кВ:

60. квар;

62. – для сети напряжением 110 кВ:

64. квар.

66. Итак, расчетная мощность завода по формуле (4.3):

67. – для сети напряжением 10 кВ:

69. кВА;

71. – для сети напряжением 110 кВ:

73. кВА.

76. Различие полных расчетных нагрузок предприятияинезначительно и практически не влияет на выбор мощности трансформатора ГПП, поэтому примем и будем использовать в дальнейших расчетах наибольшую величину из них. [10, 4.6].

77. Принимаем решение об установке на ГПП двух трансформаторов мощностью S_НТ=16000кВА для сети напряжением 110 кВ, тогда коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

79. ,

81. где N=2 – число трансформаторов ГПП.

82. Для сети напряжением 110 кВ:

84. .

86. Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

88. .

90. Для сети напряжением 110 кВ:

92. 

94. Для данных трансформаторов коэффициент загрузки в послеаварийном режиме не превышает допустимых значений.

96. Выводы по разделу четыре

97. Определили по формуле Стилла рациональное напряжение, оно равно71,77кВ. Для дальнейшего рассмотрения выбрали напряжения 110кВ и 10кВ. Приняли решение об установке на ГПП двух трансформаторов для напряжения 110кВ. Коэффициент загрузки трансформатора составил 0,55 в нормальном режиме и 1,1 в послеаварийном.

104. 5 Технико-экономическое обоснование схемы внешнего

105. Электроснабжения предприятия

107. Для сравнения выбрано 2 варианта схемы электроснабжения.

109. 5.1 Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ

110. Схема РУ ВН ГПП- Два блока линия-трансформатор с выключателем (110-3Н). Схема РУ НН ГПП- Одна секционированная выключателем система шин (10(6)-1 ). В качестве трансформатора ГПП выбираем ТДН-16000/110. [3, табл.2.108].

111. 1) Определим потери энергии в трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-16000/110/10 приведены в таблице 5.1 [3, табл.2.108].

113. Таблица 5.1 – Параметры трансформаторов ТДН-16000/110/10

     ΔP­хх, кВт	ΔP­кз, кВт	I­хх, %	Uк, %
     18	85	0,7	10,5

115. Потери активной и реактивной мощности определяются по формулам, аналогичным (3.8) и (3.9) [4].

116. По формуле (3.8):

118. 

120. По формуле (3.9):

122. 

124. Потери электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

126. (5.1)

128. где n – число трансформаторов на ГПП;

129. – число часов в году, ;

130. – годовое число часов максимальных потерь, которое определяется по выражению [4, ф.4.37]:

131. 

133. где – годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки. По [3, табл.2.3] для машиностроительного предприятия (принимаем для машиностроительного предприятия, как для наиболее близкого по специфике работы)

134. По формуле (5.2):

136. 

138. По формуле (5.1):

140. 

142. Рассчитаем ЛЭП от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия. Нагрузка в начале линии находится по формуле [4]:

144. (5.3)

146. 

148. Расчетный ток одной цепи линии 110 кВ находится по формуле [4]:

150. (5.4)

152. где – число цепей линии,N=2;

153. – номинальное напряжение сети; .

155. 

157. Ток одной цепи ЛЭП в послеаварийном режиме определяется по формуле:

159. , (5.5)

161. .

163. Согласно [4, 4.7] сечение проводов ВЛ находим по экономической плотности тока по формуле [4]: (5.6)

165. где – экономическая плотность тока, А/мм².Согласно [9, табл.1.3.36]экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов приравняетсяА/мм².

167. 

169. Однако по условиям короны минимальное сечение провода ВЛ 110 кВ составляет 70 мм². Поэтому в качестве проводов ВЛ от районной подстанции энергосистемы до ГПП предприятия принимает провода с сечениемПараметры провода [10, табл.7.33, 7.38]: Длительно допустимый токI_Д=265 А; удельные активное и индуктивное сопротивления:r₀=0,428 Ом/км;x₀=0,444 Ом/км.

170. Провод должен быть проверен по нагреву в послеаварийном режиме [11]:

172. (5.7)

174. .

176. Потери активной энергии в проводах за год [11]:

178. (5.8)

180. 

2. Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП. Схемы для расчета токов КЗ представлены на рисунке 5.1.

3. Согласно исходным данным, мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы 110 кВ S_С=3000 МВА. Расчет токов КЗ будет производить в относительных единицах. Для этого примем в качестве базисныхS_Б=1000 МВА,U_Б=115 кВ.

5. 

6. Рисунок 5.1 – Схемы для расчета токов КЗ

8. Сопротивление системы в относительных единицах согласно [4]:

10. 

12. 

14. Сопротивление воздушной линии находится по формуле [4]:

15. (5.10)

17. 

19. Ток короткого замыкания точке 1 равен [4]:

20. (5.11)

22. где – действующее значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени.

26. По формуле 5.11:

28. 

30. Ток КЗ в точке 2 находится по формуле:

31. (5.12)

33. 

35. Ударный ток короткого замыкания находится по формуле [4]:

37. (5.13)

39. где – ударный коэффициент. Согласно [3, табл 2.45] для точек КЗ 1 и 2 соответственно: К_у1=1,72, К_у1=1,8,

41. 

43. 

45. Апериодическая составляющая тока КЗ находится по формуле [4]:

47. (5.14)

49. где – постоянная времени затухания апериодической составляющей.

50. По [3, табл. 2.45] для точек КЗ 1 и 2: ;

2. Выберем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП. ГПП предприятия планируется выполнить с помощью КТП-СЭЩ Б(М) [12]. К установке в главных схемах КТП-СЭЩ Б(М) может быть принят выключатель ВГТ-110II^*-40/2500 УХЛ1. Проверим данный тип выключателя на возможность применения в качестве выключателей отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП. Характеристики возьмем из [13, 3.1].

3. Согласно [4] выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам приведенным в таблице 5.2.

Таблица 5.2 – Выбор и проверка выключателей

Условия выбора	Расчетные параметры сети		Каталожные данные ВГТ-110II*- 40/2500 УХЛ1
	Выключатель отходящей линии подстанции энергосистемы	Выключатель на вводе ГПП
По номинальному напряжению	Uc = 110 кВ		Uн= 110 кВ
			Iн = 2500 А
По номинальному току электродинамической стойкости:
а) симметричному
б) асимметричному
По номинальному току отключения:
а) симметричному
б) асимметричному
По номинальному импульсу квадратичного тока

В таблице 5.2 используются следующие обозначения:

–начальное значение периодической составляющей тока КЗ. Для точек 1 и 2 соответственно ;

–действующее значение периодической составляющей тока электродинамической стойкости.

–действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания для времени t. Поскольку точки КЗ 1 и 2 связаны с энергосистемой непосредственно, то будем считать, что.

– процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания. [4, рис. 4.5]:

(5.15)

где =0,01 с – минимальное время действия релейной защиты;

–собственное время отключения выключателя с:

По [4, рис. 4.5] определяем, что , что допустимо для данного выключателя (номинальное относительное содержание апериодической составляющей не более 40%).

–время действия защиты, равное ступени селективности (1,8 для выключателей ГПП и 2,1 для выключателей подстанции энергосистемы (См. раздел 7)).

–ток термической стойкости.

t_тер– время протекания тока термической стойкости. По [13, 3.1]:t_тер= 3 с.

К установке в главных схемах КТП-СЭЩ Б(М) может быть принят разъединитель РН СЭЩ-110/1250УХЛ1 [12].

Проверим данный тип разъединителя на возможность применения в качестве разъединителей отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП, проверка приводится в таблице 5.3.

Для защиты оборудования ГПП от перенапряжений к установке в КТП-СЭЩ Б(М) принимается ограничитель перенапряжения ОПНН-Ф-110 [12].

5) Определим годовые приведенные затраты варианта схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ [4]:

(5.16)

где – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений:

Таблица 5.3 – Выбор и проверка разъединителей

Условия выбора	Расчетные параметры сети			Каталожные данные РН СЭЩ-110/1250УХЛ1
	Разъединитель отходящей линии подстанции энергосистемы	Разъединитель на вводе ГПП
По номинальному напряжению	Uc = 110 кВ			Uн= 110 кВ
				Iн = 1250,00 А
По номинальному току электродинамической стойкости
По номинальному импульсу квадратичного тока
а) для главных ножей
б) для заземляющих ножей

(5.17)

где – нормативный коэффициент эффективности;

–расходы на обслуживание;

–отчисления на амортизацию;

–сумма капитальных затрат i-й группы одинаковых элементов;

–стоимость годовых потерь электроэнергии;

–ущерб от перерывов электроснабжения, определяющийся для вариантов, неравноценных по надежности;

–стоимость электроэнергии потребленной за год рассчитывается по формуле:

_где – удельная стоимость потерь электроэнергии рассчитывается по формуле 3.11, для 110кВ равна

В данной дипломной работе рассматриваются два варианта питания на напряжении 110кВ и 10кВ. Они не являются равнонадежными, следовательно необходимо рассчитать ущерб от перерывов электроснабжения, для чего нарисуем схему сети 110кВ, с обозначением элементов, надежность которых следует учесть. Схема приведена на рисунке 5.2, данные по надежности элементов в таблице 5.4.

Рисунок 5.2 – Схема для расчета ущерба

от перерыва электроснабжения

Таблица 5.4–Показатели надежности элементов

Номер элемента	Аварийные отключения		Плановые отключения
1,3,5	0,008	15,0	1/3	35
2	0,060	20,0	1/3	165
6	0,030	20,0	1/3	165
4	0,055	7,9	1/4	45
7	0,014	70,0	1/6	280
8	0,010	10,5	1/3	24

Так как входящие в расчетные формулы для определения продолжительности совместных простоев представляют собой средние продолжительности одного ремонта, то их значения найдем по выражениям:

где – среднее время одного вынужденного (аварийного) или послеаварий- ного простоя;

–эквивалентный параметр потока отказов одной цепи,

(5.18)

(5.19)

(5.20)

(5.21)

Оценим ущерб, так как на ГПП установлены трансформаторы с запасом по мощности то ущерба от недоотпуска ЭЭ в режиме простоя одной цепи не будет. Поэтому учитываем только ущерб обусловленный полным гашением ГПП.

(5.22)

(5.23)

Годовой ущерб обусловленный полным гашением ГПП:

Сумма капитальных затрат на элемент системы электроснабжения находится по формуле [14, 1.6]:

(5.24)

где – капитальные затраты на элемент СЭС, приведенные в справочной литературе в базисном уровне цен на 2000 г;

–коэффициент дефляции, учитывающие отличие текущих цен от базисного уровня цен, согласно [15]: ;

–коэффициент включающий НДС в капитальные затраты на оборудование, .

В [14] приведены укрупненные стоимостные показатели стоимости ячеек выключателя и трансформатора. В стоимость ячейки выключателя включается стоимость высоковольтных выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, оборудования релейной защиты ячейки выключателя, строительно-монтажных работ и т.п.

В стоимость ячеек трансформатора включена стоимость трансформатора, кабельного хозяйства, материалы, строительные монтажные работы и т.п. Поэтому, используя данные [14] будем производить расчет капитальных затрат не по отдельным элементам схемы внешнего электроснабжения, а по ячейкам выключателя, трансформатора. Также будет учтена стоимость строительства двухцепной ВЛ 110 кВ, соединяющей ГПП с подстанцией энергосистемы.

– Ячейка выключателя

Количество ячеек- 4 (2 выключателя на отходящих линиях подстанции энергосистемы и 2 выключателя на вводе ГПП). Стоимость ячейки элегазового выключателя согласно [14] – К_справ=6580 тыс. руб.

По формуле (5.18):

Согласно [2, табл. 2.1]: ;.

По формуле (5.17):

Таким образом годовые затраты тыс. руб.

– Ячейка трансформатора

Количество ячеек – 2 (2 трансформатора на ГПП). Стоимость ячейки трансформатора мощностью 16 МВА и с высшим напряжением 110 кВ согласно [14] – К_справ=5546 тыс. руб.

По формуле (5.18):

Аналогично ячейке выключателя:

Годовые затраты:

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии в элементе СЭС согласно [4]:

(5.25)

где –удельная стоимость потерь электроэнергии.

По (5.19) для трансформатора:

– ВЛ 110 кВ

Длина ВЛ–5 км. Стоимость строительства одного километра двухцепной линии напряжением 110 кВ, согласно [14] :

По (5.18):

Согласно [2, табл. 2.1]: ;.

По формуле (5.17):

Годовые затраты:

тыс. руб.

По (5.19) для ВЛ:

Сведем результаты расчетов годовых приведенных затрат для варианта схемы внешнего электроснабжения напряжением 110 кВ в таблицу 5.5.

Таблица 5.5 – Годовые приведенные затраты для схемы 110кВ

Наименование оборудования	Единица измерения	Кол-во	Стоим. ед., тыс, руб	K, тыс. руб	E	K∙E,	ΔW,	Cэ,
1.Ячейка выключателя	шт.	4	29 038,86	116 155,40	0,213	24 741,11	-	-
2.Ячейка трансформатора	шт.	2	24 475,61	48 951,22	0,213	10 426,61	498 517,4	1824,57
3.ВЛ 110 кВ	км	5	6 597,73	32 988,65	0,152	5 014,27	57 271,9	209,62
Итого						40 181,99	555 789,3	2034,19

По формуле (5.24):

Схема внешнего электроснабжения с напряжением сети 110 кВ представлена на рисунке 5.3.