Введение

Энергетика, как отрасль производства охватывает совокупность процессов преобразования природных топливно-энергетических ресурсов с целью производства энергетической и тепловой энергии, передачи и потребления этих видов энергии во всех отраслях народного хозяйства. В свою очередь энергетика является главной составной частью топливно-энергетического комплекса страны, который включает добычу и использование энергоресурсов, трубопроводный транспорт нефти и газа, установки по производству, передаче и распределению электрической и тепловой энергии.

Перспективы и экономические показатели развития топливно-энергетического комплекса, и, прежде всего его важнейшего звена - энергетики, оказывают всё большее влияние на развитие всего народного хозяйства страны.

Белорусская энергетическая система - это сложный комплекс, включающий электростанции, электрические и тепловые сети, которые связаны общностью режима их работы на территории всей республики. В энергосистему входят 6 РУП электроэнергетики, имеющие 28 тепловых электростанций установленной мощностью 8 МВт, 38 районных котельных, электросетевые и теплосетевые структурные подразделения. Кроме того, в состав концерна входят проектные и научно-исследовательские институты, строительно-монтажный комплекс, ряд заводов, ремонтно-наладочные мероприятия, выполняющие, в основном, работы для предприятий энергетики.

Существующая структура и удачное соотношение конденсационных и теплофикационных мощностей на электростанциях республики позволяют наиболее эффективно использовать топливо, в результате чего в Белорусской энергосистеме удельные расходы условного топлива на отпуск электрической и тепловой энергии являются одним из самых низких в странах СНГ.

Комбинированное производство на ТЭС электрической и тепловой энергии предполагается сохранить как доминирующее направление энергосбережения в электроэнергетике. Постоянно проводимая работа по совершенствованию, модернизации и дальнейшему развитию предприятий электроэнергетики позволит обеспечить стабильную работу отрасли и надежное , бесперебойное снабжение потребителей республики энергией, увеличить экспортный потенциал республики.

Тепловые нагрузки в РБ сконцентрированы в крупных промышленных центрах, что создаёт благоприятные условия для дальнейшего развития теплофикации и централизованного теплоснабжения. Одним из эффективных мероприятий проводимых в энергосистеме стало введение современного оборудования крупной единичной мощности, досрочное освоение новых энергоблоков, развитие теплофикации, оптимизация режимов работы, внедрение комплексной системы управления качеством энергетического производства, повышение профессиональной квалификации персонала, внедрение новой техники и автоматизации управления технологическими процессами.

Наряду с вводом новых мощностей на электростанциях и расширением объёмов сетевого строительства будет продолжаться совершенствование автоматизации Белорусской энергосистемы. Уже успешно эксплуатируются и постоянно внедряются новые комплексы устройств, обеспечивающие сохранение баланса мощности, предотвращение асинхронного режима, направленное ограничение потребителей, частотное деление электростанций, проводятся и другие противоаварийные мероприятия.

В условиях значительного износа основных фондов отрасли и слабой обеспеченности республики собственными топливно-энергетическими ресурсами идёт разработка и реализация Государственной научно-технической программы “Энергетика” , в том числе освоение прогрессивных методов и технологий сбережения разных видов топлива, применение эффективных способов консервации энергетического оборудования. Модернизация существующих и создание качественно новых видов оборудования и систем (горелочных устройств, автоматизированных и информационно-вычислительных систем управления, учёта и распределения энергии) всё это позволяет обеспечить эффективное, устойчивое функционирование энергетического комплекса республики, содействует производству конкурентоспособной продукции и ведёт к осуществлению намеченных планов развития Белорусской энергосистемы.

1 Выбор двух вариантов схем проектируемой подстанции

При проектировании электроустановок составляется структурная схема выдачи энергии, на которой показываются основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства (РУ), трансформаторы) и связи между ними. Структурная схема зависит от состава оборудования и нагрузки между РУ разного напряжения и связи между этими РУ.

Связь ПС с энергосистемами 1000 МВ^.А и 900 МВ^.А осуществляется по ЛЭП-330 кВ, потребители получают питание по кабельным линиям с шин РУ-10 кВ и по воздушным линиям с шин РУ-110 кВ.

Для связи РУ между собой предусматриваем установку двух автотрансформаторов связи. Для обеспечения необходимого уровня напряжения у потребителей, подключённых к шинам 10 кВ, последовательно с обмоткой НН автотрансформаторов предусматриваем установку линейных регулировочных трансформаторов.

Схемы выдачи энергии ПС 330/110/10 кВ представлены на рисунках 1.1 и 1.2.

W1 W2 W3 W1 W6

А Т1 АТ2

ЛР1 ЛР2

n1 n18

n1 n10

Рисунок 1.1 Схема выдачи мощности для варианта 1

Рисунок 1.2 Схема выдачи мощности для варианта 2

2 Выбор трансформаторов на проектируемой подстанции

На подстанции должно быть установлено не менее двух трансформаторов. В случае аварии на одном из трансформаторов второй должен обеспечить полной мощностью названных потребителей.

При оценке мощности, которая будет приходиться в послеаварийном режиме на оставшийся в работе трансформатор следует учитывать его перегрузочную способность, которая в послеаварийных режимах допускается до 140 % на время максимума (не более 6 часов в сутки на протяжении не более 5 суток ), т.е

Определим нагрузку РУ разных напряжений:

,

где Рmax - мощность одной линии в режиме максимальных нагрузок, МВт; n_лэп – количество отходящих линий; k_одн – коэффициент одновременности; соs φ - коэффициент мощности нагрузки.

Мощность автотрансформаторов АТ 1 и АТ 2 для варианта 1.

Выбираем по [1, таблица П.2.9] два автотрансформатора типа АТДЦТН-200000/330/110 кВ.

Таблица 2.1 Номинальные параметры автотрансформаторов

Тип авто-трансформатора

S ном, МВ·А

Напряжение обмотки, кВ

Потери, кВт

Uк, %

Ix, %

АТ

обмот-ки НН

ВН

СН

НН

Рх

Рк

В-С

В-Н

С-Н

В-С

В-Н

С-Н

АТДЦТН-200000/330/110

200

80

330

115

10,5

190

740

400

350

10

33

22

0,6

Выбор линейных регулировочных трансформаторов для варианта 1.

Выбираем по [2, таблица 3.10] два линейных регулировочных трансформатора типа ЛТДН-40000/10 кВ.

Таблица 2.2 Номинальные параметры линейных регулировочных трансформаторов

Тип	S ном, МВ·А	Uном, кВ	Потери, кВт		Ix, %	Uк, %
			Рх	Рк
ЛТДН-40000/10	40	11	20	70	2,5	10,6

Выбор 2-х обмоточных трансформаторов для варианта 2.

Выбираем по [1, таблица П.2.7] два трансформатора типа ТДЦН-40000/110.

Таблица 2.3 Номинальные параметры трансформаторов

Тип	S ном, МВ·А	Uном, кВ		Потери, кВт		Ix, %	Uк, %
		ВН	НН	Рх	Рк
ТДЦН-40000/110	40	115	10,5	52	175	0,7	10,5

3 Технико-экономическое сравнение вариантов схем

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат.

3 = рн·K+И=min,

где рн=0,12 - нормативный коэффициент экономической эффективности; К – капитальные вложения на сооружения электроустановки; И – годовые эксплуатационные расходы.

Годовые эксплуатационные расходы складываются из расходов на амортизацию и потерь энергии.

,

где α_а+ α_р =8,4% – отчисления на амортизацию и обслуживание, %; Δ Wт – потери энергии в трансформаторах, кВт·ч; β – стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, β =1,75∙10^-2 руб/кВт·ч.

Для определения потерь энергии в автотрансформаторах необходимо определить потери короткого замыкания для каждой пары обмоток.

Коэффициент выгодности АТ:

Так как мощность обмотки НН , то вместо k_выг в формулу для определения потерь мощности для отдельных обмоток автотрансформатора АТДЦТН-200000/330/110 следует подставить Sном,н/Sном=80/200=0,4.

Потери энергии в автотрансформаторах:

,

где Pх и Рк - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; Sнб - максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А; Sном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Т – продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; τ – продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Тmах.

Таблица 3.1 Капитальные затраты

Оборудование	Стои-мость единицы тыс. руб.	Вариант 1		Вариант 2
		Коли-чество единиц, шт	Общая стои-мость, тыс. руб.	Коли-чество единиц, шт	Общая стои-мость, тыс. руб.
Автотрансформаторы связи
АТДЦТН-200000/330/110	310	2	620	2	620
Линейные регуляторы
ЛТДН-40000/10	34	2	68	-	-
Трансформаторы
ТДЦН-40000/110	110	-	-	2	220
Ячейки
ОРУ-110 кВ	32	10	320	12	384
Итого			1008		1224

Вариант 1:

Вариант 2:

Так как З₁ < З₂ на 3,35 %, то выбираем вариант 1 и используем его в дальнейших расчетах.