7.7 Выбор трансформаторов собственных нужд гпп

Потребители собственных нужд подстанций делятся на ответственных и неответственных. Ответственными механизмами являются система охлаждения силовых трансформаторов, сети аварийного освещения, система пожаротушения, система подогрева приводов разъединителей и подогрева шкафов КРУ, система оперативного управления, связи и телемеханики. Кроме того, потребителями собственных нужд подстанции являются освещение, отопление, вентиляция ЗРУ, освещение ОРУ также относится к потребителям собственных нужд. На двухтрансформаторных подстанциях 35–750 кВ устанавливается не менее двух трансформаторов собственных нужд. Мощность трансформаторов собственных нужд должна выбираться в соответствии с нагрузками собственных нужд в разных режимах работы подстанции с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме. Однако при учебном проектировании допустимо принимать мощность трансформатора собственных нужд, равной 0,5% от мощности силового трансформатора:

, (7.8)

где – мощность трансформатора собственных нужд, кВА;

–мощность силового трансформатора, кВА.

кВА.

Исходя из условий питания вспомогательных механизмов предприятия, согласно /3/ выбираем трансформатор типа ТМ-160/10.

. (7.9)

А.

Трансформатор подключается к обмотке НН силовых трансформаторов ГПП через предохранители типа ПКТ101-10-5-31,5 УЗ.

7.8 Выбор вводных и секционных автоматических выключателей ру нн ктп и вводных аппаратов нрп

В качестве цеховых ТП принимаем комплектные трансформаторные подстанции типов КТП-250/10/0,4-84У1, КТП-400/10/0,4-84У1, КТП-630/10/0,4-84У1, КТП-1000/10/0,4-84У1. Выбор вводных и секционных автоматических выключателей на стороне низшего напряжения цеховых ТП приведен в таблице 7.10.

Таблица 7.10 – Выбор вводных и секционных автоматических выключателей

РУ НН КТП

ТП	Место установки выключателя	IР, А	IУТЯЖ, А	Тип выключателя
1	2	3	4	5
ТП1	Вводной	26	53	ВА52-35; Iном= 63 А; Iо= 30 кА
	Секционный	-	53	ВА52-35; Iном= 63 А; Iо= 30 кА
ТП2	Вводной	24	49	ВА52-35; Iном= 50 А; Iо= 30 кА
	Секционный	-	49	ВА52-35; Iном= 50 А; Iо= 30 кА
ТП3	Вводной	38	76	ВА52-35; Iном= 100 А; Iо= 30 кА
	Секционный	-	76	ВА52-35; Iном= 100 А; Iо= 30 кА
ТП4	Вводной	27	53	ВА52-35; Iном= 63 А; Iо= 30 кА
	Секционный	-	53	ВА52-35; Iном= 63 А; Iо= 30 кА
ТП5	Вводной	93	186	ВА52-35; Iном= 200 А; Iо= 30 кА
	Секционный	-	186	ВА52-35; Iном= 200 А; Iо= 30 кА
ТП6	Вводной	46	93	ВА52-35; Iном= 100 А; Iо= 30 кА
	Секционный	-	93	ВА52-35; Iном= 100 А; Iо= 30 кА
ТП7	Вводной	23	46	ВА52-35; Iном= 50 А; Iо= 30 кА
	Секционный	-	47	ВА52-35; Iном= 50 А; Iо= 30 кА
ТП8	Вводной	14	28	ВА52-35; Iном = 32 А;Iо = 30 кА
	Секционный	-	28	ВА52-35; Iном = 32 А;Iо = 30 кА
ТП9	Вводной	7	14	ВА52-35; Iном =16 А; Iо = 30 кА
	Секционный	-	14	ВА52-35; Iном =16 А; Iо = 30 кА

Продолжение таблицы 7.10

1	2	3	4	5
ТП10	Вводной	23	47	ВА52-35; Iном = 50 А; Iо = 30 кА
	Секционный	-	47	ВА52-35; Iном = 50 А; Iо = 30 кА
ТП11	Вводной	11	22	ВА52-35; Iном = 32 А; Iо = 30 кА
	Секционный	-	22	ВА52-35; Iном = 32 А; Iо = 30 кА
ТП12	Вводной	13	27	ВА52-35; Iном = 32 А; Iо = 30 кА
	Секционный	-	27	ВА52-35; Iном = 32 А; Iо = 30 кА
ТП13	Вводной	3	5	ВА52-35; Iном = 16 А; Iо = 30 кА
	Секционный	3	5	ВА52-35; Iном = 16 А; Iо = 30 кА

Выводы по разделу семь

В данном разделе было выбрано электрооборудование системы электроснабжения предприятия, а именно ячеек КРУ ГПП, выключатели, трансформаторы тока в КРУ, трансформаторы напряжения, трансформатор собственных нужд ГПП и вводные и секционные автоматические выключатели РУ НН КТП.

8 КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Внутреннее электроснабжение завода осуществляется на напряжение 10 кВ. На ГПП установлены два трансформатора типа ТРДН-32000/110/10 мощностью по 32 МВА каждый.

Распределительное устройство напряжением 10 кВ ГПП имеет 4 секции с.ш. В начале расчёта две секции с.ш. одного трансформатора объеденяются и рассматриваются как одна секция.

Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия.

На рисунке 8.1 приведена схема замещения системы электроснабжения предприятия для проведения расчета компенсации реактивной мощности. К секциям СШ подключены кабельные линии, питающие трансформаторы цеховых ТП, и синхронные двигатели.

Рисунок 8.1 – Схема замещения системы электроснабжения предприятия для проведения расчета компенсации реактивной мощности

В таблице 8.1 приведены исходные данные для расчета компенсации реактивной мощности.

Таблица 8.1 – Исходные данные для расчета компенсации реактивной

мощности

Трансформаторная подстанция	, кВА	, квар	, квар	, Ом	, Ом
ТП1	1 000	104,84	38,95	1,08	2,23
ТП2	1 000	319,17	38,95	1,08	0,78
ТП3	1 000	369,58	35,96	0,87	0,58
ТП4	1 000	369,58	35,96	0,87	0,09
ТП5	1 000	167,00	38,95	1,08	0,53
ТП6	1 000	167,00	38,95	1,08	0,09
ТП7	1 000	167,00	38,95	1,08	0,19
ТП8	400	153,86	15,12	3,69	5,74
ТП9	400	153,86	15,12	3,69	0,31
ТП10	1 000	348,55	38,95	1,08	2,52
ТП11	400	120,20	12,57	3,69	0,78
ТП12	400	180,66	14,50	3,69	3,10
ТП13	250	28,13	6,15	6,72	4,34
ИТОГО		2 649,43	369,06

В таблице 8.1 обозначено:

–номинальная мощность трансформатора i-й ТП;

и  – реактивная нагрузка на трансформаторы i-й ТП и потери реактив

ной мощности в них;

–активное сопротивление трансформаторов i-й ТП;

–активное сопротивление i-й кабельной линии.

Активные сопротивления трансформаторов, приведенные к напряжению 10 кВ, определяются по формуле:

, (8.1)

например для ТП-1:

Ом.

Активные сопротивления кабельных линий найдем по формуле:

, (8.2)

где – удельное сопротивлениеi-й линии, Ом/км, /5/;

l_i – длина i-й линии, км.

Например, Ом.

Данные о синхронных двигателях представлены в таблице 8.2, где Д₁, Д₂ параметры, характеризующие потери активной мощности в синхронных двигателях.

Таблица 8.2 – данные о СД

Обозначение в схеме	Тип двигателя	, кВ	, кВт	, квар	, шт	, об/мин	, кВт	, кВт
СД-1250	СТД	10	938	-675	5	3 000	3,6	4,92
СД-2000	СТД	10	1 500	-1 080	4	3 000	4,8	7,56

Располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей определяется:

, (8.3)

где - коэффициент допустимой перегрузки синхронного двигателя по реак-

тивной мощности, зависящий от загрузки по активной мощности и

номинальной . Все СД имеют, тогда.

Для С.Ш.1:

Мвар;

Для С.Ш.2:

Мвар.

_{Удельная стоимость потерь активной мощности от протекания реакти}вной (значения всех входящих коэффициентов известны из технико-экономического сравнения):

, (8.4)

где  – коэффициент, учитывающий затраты, обусловленные передачей по

электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности;

 и  – основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа;

 – время использования максимальных потерь, ч;

–отношение потерь активной мощности от

протекания реактивной мощности , потребляемой предприятием в

период наибольшей нагрузки энергосистемы, к максимальным потерям

активной мощности от протекания максимальной реактивной

мощности , потребляемой предприятием.

Согласно [11] =0,85,=2003 ч.

руб/кВт.

Наметим все возможные места установки дополнительных компенсирующих устройств – батарей конденсаторов: низковольтные СШ цеховых ТП (); СШ РУ напряжением 10 кВ ГПП (). Кроме того, реактивная мощность может быть получена из энергосистемы ().

Затраты на генерацию реактивной мощности отдельными источниками:

_{а) для низковольтных батарей конденсаторов 0,4 кВ:}

, (8.5)

где Е – нормативные отчисления от стоимости;

–удельная стоимость батарей конденсаторов, руб/Мвар;

–удельные потери в конденсаторах, кВт/Мвар, /12/.

руб/Мвар;

б) для высоковольтных батарей конденсаторов 10 кВ:

, (8.6)

руб/Мвар,

где - коэффициент отчислений;

- капитальные затраты батарей конденсаторов;

- удельные потери активной мощности в конденсаторах ком-

плектных компенсирующих устройств.

в) для синхронных двигателей:

(8.7)

(8.8)

Для С.Ш.1:

Для С.Ш.2:

Определим эквивалентные активные сопротивления СД:

, (8.9)

Реактивная мощность, генерируемая синхронными двигателями:

, (8.10)

где .

Результаты расчета по синхронным двигателям сведены в таблицу 8.3;8.4.

Таблица 8.3 – Расчётные параметры синхронных двигателей С.Ш. 1

Обозначение СД на схеме	, Мвар	, руб/Мвар	, руб/Мвар2	, Ом	, Мвар
СД-1250	4,16	40 243	16 296	1,09	0,53

Таблица 8.4 – Расчётные параметры синхронных двигателей С.Ш. 2

Обозначение СД на схеме	, Мвар	, руб/Мвар	, руб/Мвар2	, Ом	, Мвар
СД-2000	5,32	33 536	12 227	0,69	0,89

Для определения оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными конденсаторными батареями, находим эквивалентные сопротивления трансформаторных подстанций.

Для ТП, питающихся по радиальным линиям, (рисунок 8.1(а)),

==+. (8.11)

Рисунок 8.1(а) - Схема замещения радиальной линии

Например ТП-1, эквивалентное сопротивление:

= 1,08 + 2,23 = 3,31 Ом.

Аналогично рассчитываем сопротивления для остальных ТП, питающихся по радиальным схемам, результаты расчета представлены в таблице 8.4.

Для ТП-3 и ТП-4 питающихся по магистральным линиям (рисунок 8.1(б)), сначала введем обозначения

Рисунок 8.1(б) – Схема замещения магистральной линии

Ом; Ом;

Ом; Ом.

Эквивалентная проводимость точки 1 схемы рисунок 8.1(б):

Ом.

С учетом полученного эквивалентные сопротивления присоединений ТП3 и ТП4:

Аналогично рассчитываем сопротивления для остальных ТП, питающихся по магистральным линиям, результаты расчета представлены в таблице 8.4.

Оптимальное значение реактивной мощности низковольтных конденсаторных батарей, подключенных к шинам трансформаторных подстанций, определим в предположении, что к шинам ГПП подключены высоковольтные конденсаторные батареи (Примем коэффициент Лагранжа ).

=++++;(8.12)

Z=;

Z=Мвар∙Ом.

Результаты расчета мощностей источников Q_сi низковольтных БК сводим в таблицу 8.4, при этом принимаем только положительные значения.

Определение мощности высоковольтной БК, подключаемой к СШ 10 кВ ГПП, производим из условия баланса реактивных мощностей на СШ 10 кВ ГПП:

(8.13)

где – потери реактивной мощности в трансформаторе ГПП, квар;

–реактивная мощность, потребляемая высоковольтной нагрузкой;

–экономически целесообразная реактивная мощность, передавае-

мая энергосистемой предприятию.

Согласно /12/ Q_ЭС1 определяется как минимальная величина из двух:

`=; (8.14)

``=-(0,7/)_, (8.15)

где=0,27 – расчетный коэффициент (см. /11/);

и – расчетные активная и реактивная нагрузки всего

предприятия;

–коэффициент несовпадения реактивной мощности;

_. – располагаемая мощность синхронных двигателей.

Итак,

квар;

квар.

Таким образом, экономически целесообразная реактивная мощность, потребляемая предприятием Мвар.

Определим значение коэффициента реактивной мощности tgφ_э, задаваемого предприятию энергосистемой:

После подстановки всех значений в выражение (8.13), получим для С.Ш. 1-2:

Мвар.

После подстановки всех значений в выражение (8.13), получим для С.Ш. 3-4:

Мвар.

Мощности низковольтных БК цеховых ТП определяются суммой двух групп БК: основной и дополнительной:

=+. (8.16)

Мощность определяется пропускной способностью трансформаторов цеховых ТП, а мощность– расчетами, проведенными в данном разделе.

Выбор ККУ осуществляем по каталогу /3,1, табл. 2.192/, результаты представлены в таблице 8.5.

Таблица 8.5 – Расчет мощности БК

Место установки БК		, Ом	, Мвар			, квар		+ , квар		Тип принятой стандартной БК		, квар
			Расчетное	Принятое
ТП1		3,31	-0,720	0	497,29		497,29		УКЛНТ-0,66-480-240У3 УК2-0,415-20 ТЗ		500
ТП2		1,86	-1,180	0	247,83		247,83		УКЛН-0,38-300-150 У3		300
ТП3		1,45	-1,560	0	0		0		-		0
ТП4		0,96	-2,560	0	0		0		-		0
ТП5		1,61	-1,570	0	261,27		261,27		УКЛН-0,38-300-150 У3		300
ТП6		1,17	-2,240	0	261,27		261,27		УКЛН-0,38-300-150 У3		300
ТП7		1,27	-2,040	0	261,27		261,27		УКЛН-0,38-300-150 У3		300
ТП8		9,42	-0,130	0	0		0		-		0
ТП9		4,00	-0,550	0	0		0		-		0
ТП10		3,60	-0,410	0	185,65		185,65		УКНТ-0,4-200-33 1/3У3		200
ТП11		4,46	-0,510	0	0		0		-		0
ТП12		6,79	-0,230	0	0		0		-		0
ТП13		11,06	-0,220	0	0		0		-		0
ГПП	С.Ш.1-2	-	8,494	8,494	-		8494,00		3хУКЛ-10,5-2700 У3 УКЛ-10,5-450 У3		8550
	С.Ш.3-4		8,224	8,224			8224,00		3хУКЛ-10,5-2700 У3 УКЛ-10,5-450 У3		8550
ИТОГО		-	-	8,494	1714,57		10208,57		-		10450
				8,224			9938,57				10450

Проверяем баланс реактивных мощностей. Баланс реактивных мощностей на сборных шинах 10 кВ ГПП проверяется как равенство генерируемых и потребленных реактивных мощностей:

=; (8.17)

=. (8.18)

Баланс реактивных мощностей дляС.Ш.1-2:

=2,649+0,369+3,014+7,965=13,997 Мвар;

=0+0,53+8,494+4,973=13,997 Мвар.

Баланс реактивных мощностей дляС.Ш.3-4:

=2,649+0,369+3,014+7,965=13,997 Мвар;

=0+0,89+8,224+4,973=13,997 Мвар.

Баланс реактивных мощностей получился верным и погрешность между генерируемыми и потребляемыми мощностями равна 0%.

Для выполнения баланса реактивной мощности в СЭС необходимо установить на ГПП компенсирующее устройство мощностью 8,494 Мвар для С.Ш. 1 и 8,224 Мвар для С.Ш.2. Поскольку трансформаторы ГПП выполнены с расщеплённой обмоткой, то не спокойную нагрузку, такая как синхронные двигатели СД, расположим первой секции сборных шин одного трансформатора, а спокойная нагрузка будет расположена на второй секции сборных шин трансформатора.

Зная величины мощностей конденсаторных компенсирующих устройств, определяем расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе главной понизительной подстанции:

. (8.19)

Для С.Ш. 1-2:

.

Для С.Ш. 3-4:

.

Запас реактивной мощности на шинах главной понизительной подстанции:

_%=. (8.20)

_%.

Выводы по разделу восемь

По расчетным мощностям конденсаторных батарей были выбраны из справочника стандартные мощности ККУ на 0,4 кВ и 10,5 кВ. Соблюдается баланс реактивных мощностей на сборных шинах 10 кВ ГПП, который проверяется как равенство генерируемых и потребленных реактивных мощностей.

9 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

На предприятии присутствуют электроприемники, вносящие искажения в напряжение питающей сети, поэтому произведем оценку качества электроэнергии. Так как у нас присутствуют синхронные двигатели, то произведем расчет по нахождению величины просадки напряжения.

Активными сопротивлениями элементов СЭС пренебрегаем, поэтому все элементы СЭС представляем своими индуктивными сопротивлениями, приведенными к базисным значениям:

– для линии

, (9.1)

где – удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км;

l – длина линии, км;

– базисная мощность, МВА;

– базисное напряжение, кВ;

– для двигателей, участвующих в пуске

, (9.2)

где – расчетная пусковая мощность СД, МВА

, (9.3)

где – номинальная мощность СД;

–кратность пускового тока;

сosφ, η – номинальные параметры СД;

МВА.

.

Кроме СД, участвующих в пуске, к шинам подключена другая нагрузка, эту нагрузку будем учитывать условным понятием «пусковой нагрузки»

, (9.4)

где – активная нагрузка других ЭП;

–реактивная нагрузка других ЭП;

кВА.

Суммарная эквивалентная пусковая нагрузка узла будет равна

, (9.5)

МВА.

Тогда эквивалентное сопротивление узла определяется выражением

, (9.6)

.

Остаточное напряжение на сборных шинах, к которым подключены CД, найдем из выражения

, (9.7)

где – напряжение питающей сети, кВ;

–суммарное сопротивление питающей сети до сборных шин, к которым

подключены СД.

Сопротивление системы

, (9.8)

где – мощность короткого замыкания на шинах системы, МВА;

.

кВ.

Выводы по разделу девять

При пуске синхронных двигателей «просадка» напряжения должна быть не более 20% от номинального напряжения сети, как видно данное условие выполняется.

10 ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РЕМОНТНОЙ ПЕРЕМЫЧКИ НА СТОРОНЕ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

10.1 Обоснование ремонтной перемычки с точки зрения потерь

электроэнергии в схеме внешнего электроснабжения

В данном разделе следует обосновать применение ремонтной перемычки на ОРУ-110кВ ГПП.

Примем следующие начальные условия:

Загрузка трансформаторов одинакова;

Число использования максимума нагрузки составляет 4355 ч.;

= 0,25

Экономическую целесообразность перемычки следует определить по формуле:

, (10.1)

где =0,193 – нормативный коэффициент отчисления;

= 70 тыс.руб – капитальные затраты на один разъединитель;

= 4 – число разъединителей в ремонтной перемычке;

–удельная стоимость потерь электроэнергии:

, (10.2)

где = 1,04 – поправочный коэффициент, для сети напряжением 110 кВ;

–число часов максимальных потерь, ч/год;

- основная ставка тарифа, руб/кВтгод, = 592,30 руб/кВтгод;

- стоимость одного кВтч электроэнергии, руб/кВтч,= 0,606 руб/кВ∙ч;

= ∆/∆ = 0,85 – отношение потерь активной мощности предприятия ..∆ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к мак-..симальным потерям ∆ активной мощности предприятия.

Таким образом, по формуле (10.2) мы оцениваем, окупится ли установка ремонтной перемычки экономией электроэнергии, которую мы при этом получим.

Для схемы без перемычки рисунок 10.1, существуют 3 режима работы:

1 – нормальный режим, работаю две линии;

2 – одна линия отключена, вторая воспринимает на себя всю нагрузку, тогда возрастают потери в линии;

3 – обе линии отключены, тогда ущерб от простоя производства.

Рисунок 10.1 – Элементы схемы электроснабжения без ремонтной перемычки

Для схемы с перемычкой рисунок 10.2, существуют 4 режима работы:

1 – нормальный режим, работаю две линии;

2 – одна линия отключена, вторая воспринимает на себя всю нагрузку, тогда возрастают потери в линии;

3 – обе линии отключены, тогда ущерб от простоя производства;

4 – работа через перемычку.

Режим полного гашения подстанции (3) будем считать равновероятным, поэтому мы им пренебрежем.

Рисунок 10.2 – Элементы схемы электроснабжения с ремонтной перемычкой

Для расчета времени простоев приведем необходимые нам параметры элементов:

Таблица 10.1 – Параметры элементов схемы

№ эл-та	Наименование элемента	ω, 1/год	, час	, 1/год	, час
1,3,5,6 11,12	Разъединитель	0,008	15	1/3	30
2	Выключатель 110 кВ (на 100км)	0,03 0,007	20	1/3	200
4	ЛЭП (на 1 км)	0,0081	10	1/4	125
7	Выключатель 110 кВ	0,03	20	1/3	200
8	Трансформатор	0,03	180	1/6	500
9,10	Выключатель 10 кВ	0,01	10	1/3	70

Для расчета надежности элементов необходимо привести структурную схему рассматриваемого участка цепи для схемы без перемычки и с перемычкой, рисунок 10.3:

Рисунок 10.3 – Структурная схема рассматриваемой сети 110/10 кВ:

а) без ремонтной перемычки; б) с ремонтной перемычкой

По теории надежности определим время нормальной работы схемы для обоих вариантов. Для этого нам необходимо определить промежуточные значения:

-время вынужденного простоя участка цепи:

, (10.3)

-время планового простоя участка цепи:

, (10.4)

где = 1,2- коэффициент запаса;

= 12 лет – время ремонтного цикла.

- время простоя цепи:

. (10.5)

На рисунке 10.2 показаны два участка (I и II). Это необходимо для расчета времени работы ремонтной перемычки, т.к. для схемы с ремонтной перемычкой отказ в работе первого участка не ведет к отказу в работе всей цепи в отличие от схемы баз ремонтной перемычки. Так, время вынужденного простоя для схемы с перемычкой не равно времени вынужденного простоя для схемы без перемычки.

Таким образом, время нормальной работы схемы равно:

, (10.6)

где = 6400 ч – число часов в году.

Определим временные параметры для схемы без ремонтной перемычки по формулам (10.3)-(10.6):

Определим временные параметры для схемы с ремонтной перемычкой по формулам (10.3)-(10.6), для I и II участка, показанного на рисунке 10.2:

_{Время работы ремонтной перемычки:}

В схемах с перемычкой и без перемычки время нормальной работы схемы практически очень близки, поэтому мы не будем учитывать нормальные режимы работы.

Для оценки экономии от установки ремонтной перемычки определим потери электроэнергии для обеих схем по формуле:

, (10.7)

где – потери электроэнергии от простоя цепи, а последнее слагаемое

относится только к схеме с ремонтной перемычкой.

Потери электроэнергии от простоя цепи определим как:

, (10.8)

где– потери электроэнергии от простоя цепи в воздушных линиях

определим:

, (10.9)

где – удельное сопротивление провода воздушной линии, Ом/км;

l – длина воздушной линии, км;

–число часов максимальных потерь, ч/год;

–расчетная мощность, проходящая по воздушной линии, МВА,

которая рассчитывается по формуле:

, (10.10)

где – заданная реактивная мощность, приходящая на завод от энергосис-

темы:

, (10.11)

Число часов максимальных потерь τ_ПР.Ц определим, зная число часов использования максимума Тм и время простоя цепи для соответствующей схемы:

, (10.12)

Потери электроэнергии в трансформаторе при простое цепи найдем как:

, (10.13)

где – коэффициент загрузки трансформатора при простое цепи, кото-

рый определим по следующей формуле:

, (10.14)

где = 32 МВА – номинальная мощность трансформатора ГПП;

–потери реактивной мощности в трансформаторе при простое

цепи.

. (10.15)

Для схемы с перемычкой потери в схеме при работе перемычки определяются по формуле:

(10.16)

Определим количество недоотпущеной электроэнергии для схемы без ремонтной перемычки по формулам приведённым выше (10.7)-(10.15):

_{Найдём число часов максимальных потерь:}

(10.17)

Определим количество недоотпущеной электроэнергии для схемы с ремонтной перемычкой по формулам приведённым выше (10.7)-(10.16):

(10.18)

Найдём удельную стоимость потерь электроэнергии, по формуле (10.2):

Найдём стоимость потерь электроэнергии из-за отсутствия РМП:

Затраты на установку ремонтной перемычки:

Установка ремонтной перемычки на стороне высокого напряжения, при протекании данной мощности, экономически целесообразна, поскольку затраты на установку ремонтной перемычки меньше, чем стоимость потерь из-за отсутствия ремонтной перемычки.

10.2 Обоснование ремонтной перемычки с точки зрения

вероятностного анализа схемы внешнего электроснабжения

_{На основе метода «Минимального сечения» предполагается, что сущес}твует набранная группа элементов, одновременный отказ которых приведёт к разрыву всех путей, связывающих вход и выход структуры, рисунок 10.4. Набор элементов, отказ которых приведёт к отказу структуры, то есть разрыв всех связей между входом и выходом, в теории надёжности называется «сечением». Если выявить все сечения и определить их надёжность, то можно определить надёжность всей структуры. Количество всех сечений

Рисунок 10.4 - Структурная модель

В данной структуре (рис. 10.4) «сечения» образуют наборы элементов: 1,2; 3,4; 1,2,5; 1,3,4; 1,4,5; 2,3,4; 2,3,5; 3,4,5; 1,2,3,4; 1,2,3,5; 1,2,4,5; 2,3,4,5; 1,2,3,4,5.

Среди множества сечений сложных структур имеются такие, которые образуются минимальным набором элементов - это «минимальное сечение».

Для приведённой структуры «минимальными сечениями» являются: 1,2; 2,3; 1,4,5; 2,3,5.Если в одном из этих наборов убрать хотя бы по одному элементу, оставшийся набор уже не будет сечением.

Анализ исходной схемы внешнего электроснабжения рисунок 10.5:

Рисунок 10.5 – Схема внешнего электроснабжения c ремонтной перемычкой

Оценим надёжность СЭС для двух вариантов: 1) без ремонтной перемычки; 2) с ремонтной перемычкой.

Определим плотность отказов элементов СЭС:

_{-для выключателей на 110 кВ:}

_{-для выключателей на 10 кВ:}

-для разъединителей:

-для ВЛ выполненной на металлических опора: на 1 км;

-для трансформаторов: .

Для упрощения примем надёжность АВР абсолютной .

_{Данный расчёт приведём для}

_{Приведём для расчёта схему замещения на рисунке 10.6, СЭС без ремонтной перемычки:}

Рисунок 10.6 – Схема замещения СЭС без ремонтной перемычки

где - элемент 1: Р1, В1, Р3, ВЛ1, Р5;

- элемент 2: Р2, В2, Р4, ВЛ2, Р6;

- элемент 3: В3, Т1, В5;

- элемент 4: В4, Т2, В6.

Зная плотность отказов каждого элемента СЭС, определим плотность отказа 1-го, 2-го, 3-го, 4-го элементов схемы замещения (рис. 10.6):

_{Определим плотность отказов в год:}

_{Определим вероятность безотказной работы цепей 1-3 и 2-4 по формуле:}

(10.19)

Тогда надёжность СЭС (рис. 10.6) или вероятность безотказной её работы:

(10.20)

_{Приведём для расчёта схему замещения на рисунке 10.7, СЭС с ремонтной перемычкой и выделение из неё «минимальных сечений».}

Рисунок 10.7 – Схема замещения СЭС с ремонтной перемычкой

Элементы 1 и 2 будут теми же самыми, что и на (рис. 10.6). Элементы 3 и 4 изменятся, а именно добавятся разъединители Р7 и Р8 соответственно.

Тогда, плотность отказов 3-го, 4-го элементов схемы замещения (рис. 10.7):

Плотность отказа 5-го элемента СЭС, ремонтной перемычки:

_{Определим плотность отказов в год:}

_{Определим надёжность 3, 4, 5-го элементов СЭС по формуле (10.19):}

Определим надёжность «минимальных сечений» (рис.10.7):

Надёжность внешней схемы СЭС в целом с РМП:

Для определения потери валового продукта выпускаемого заводом, нужно определить время восстановления или время вынужденного простоя при аварии. Для схемы с РМП и без, время восстановления будет приблизительно одно и то же, поскольку схемы будут отличаться только наличием в одной из них РМП. По этому пренебрежём временем восстановления РМП, при этом для обоих схем примем наиболее тяжёлые случаи аварийного отключения. Для схемы без перемычки выход из строя 1 и 3 элемента (рис. 10.6), а для схемы с РМП 2 и 3 элемента (рис. 10.7).

Тогда, время восстановления из п.п. 10.1, приведённое к году:

Поскольку вероятность безотказной работы СЭС с ремонтной перемычкой больше чем без неё, то их разница будет чистой прибылью от наличия РМП.

Допустим, валовый доход южной группы цехов ООО «Мечел - Кокс», при абсолютной надёжности СЭС предприятия() составляет в год: а=10 000 000 000= 10 млрд руб.

Итого экономическая выгода при установки ремонтной перемычки (РМП):

Тогда суммарная экономия при наличии РМП за 1 год:

Выводы по разделу десять

Установка ремонтной перемычки на стороне высокого напряжения внешней схемы электроснабжения экономически выгодна, как с точки зрения потерь электроэнергии, так и с точки зрения недоотпуска выпускаемой продукции, во время простоя цепи из-за аварии в схеме электроснабжения. А так же надёжность СЭС при наличии РМП выше.

11 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

Рисунок 11.1 – Рассматриваемый фрагмент электрической сети