5. Выбор силовых трансформаторов понижающих подстанций

Для выбора трансформаторов необходимо ознакомиться с разделом 3.4 методических указаний.

Количество трансформаторов выбирается с учетом категорийности потребителей по степени надежности. Так как, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители I и II категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.

В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ и ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов» мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах. Расчетная мощность одного трансформатора на подстанции с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме определяется по формуле

Sрасч.тр. = Si /Кперегр.тр. ,

где Кперегр.тр. – допустимый коэффициент перегруза для трансформаторов при продолжительности перегрузки в течение суток равной согласно заданию tперег.сут. = 8час., Si – мощность потребляемая в узлах (на подстанциях) из системы, т.е. с учетом компенсации реактивной мощности.

По [2] табл. П7 выбираем соответствующие типы трансформаторов:

Для ПС № 1: ,

Для ПС № 2: ,

Для ПС № 3: ,

Для ПС № 4: .

Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1. Результаты выбора трансформаторов

№ узла	Полная мощность в узле, МВ·А	Расчетная мощность одного трансформатора	Количество и тип трансформаторов
1	36,41	33,1
2	46,85	42,59
3	25,87	23,52
4	24,06	21,87

Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов с обмоткой низшего напряжения расщепленной на две напряжением 110 кВ приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2. Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов

Справочные данные
	25	40	63
Пределы регулирования на стороне ВН
	115	115	115
	10,5	10,5	10,5
Uк ВН-НН , %	10,5	10,5	10,5
	120	170	260
	25	34	59
	0,45	0,55	0,6

6. Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи

Для выбора сечений проводов ВЛ необходимо ознакомиться с разделом 3.4 методических указаний.

Вариант 1

Для проектируемой сети сначала определим распределение полных мощностей (S) без учета потерь в линиях по участкам сети.

Рассмотрим в начале «кольцо А-3-4-А» - линию с двухсторонним питанием (А-3-4-А) (рис. 1.4).

Рис. 1.4

Определим потоки полной мощности по упрощенным формулам по участкам А-3, А-4, 4-3:

По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :

Определим потоки полной мощности по участкам А-2, 2-1 по каждой цепи двухцепных линий:

Далее определим расчетную токовую нагрузку по каждой цепи двухцепных линий по формуле:

, (6)

где α_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05 [4] - коэффици 11) ент, учитывающий заданное число часов использования максимальной нагрузки линии Т_мах. Выбирается по [4].

В нормальном режиме работы сети наибольший ток в одноцепной линии равен :

(7),

где S – полная мощность, передаваемая по линии.

В двухцепной линии ток по каждой цепи:

(8)

Расчетная токовая нагрузка линии А – 3 в нормальном режиме [4]:

В линии А – 4:

В линии 4 – 3:

В линии А – 2:

В линии 2 – 1:

По найденным значениям расчетных токов определяем расчетные сечения проводов ВЛ по условию экономической (нормированной) плотности тока для нормального режима

Определим расчетные сечения по участкам по условию экономической плотности тока для нормального режима:

Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки в нормальном режиме выбираются сечения сталеалюминевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминевого провода по механической прочности равно 120 мм². Использование проводов сечением 70 мм² и 95 мм², согласно [4] экономически невыгодно и нецелесообразно. Таким образом, для линии выбираем:

Для А – 4: АС – 150/24;

Для А – 3: АС – 120/19;

Для 4 – 3: АС – 120/19;

Для А – 2: АС – 120/19;

Для 2 – 1: АС – 120/19.

Далее надо провести проверку выбранного сечения по условиям нагрева проводов ВЛ в послеаварийном режиме.

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:

(9)

где - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;

- допустимый ток по нагреву, А [4, табл. 7.12].

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме для «кольца» будет иметь место при отключении линий ближайших к источнику «А».

Рассмотрим кольцо (А-3-4-А):

- при обрыве линии А – 3 (наиболее нагруженной будет линия А – 4)

- обрыв линии А – 4:

- поток мощности на участке 3-4 или 4–3, принять тот который получится больше при обрыве линии А-3 или линии А-4:

Затем рассмотрим двухцепные линии А-2 и 2-1:

- обрыв одной цепи линии А – 2:

- обрыв одной цепи линии 2 – 1:

По вычисленным расчетным токам по [4 табл. 7.12] определяем ближайшие большие или равные допустимые токи по нагреву и уже по ним выбираем допустимые сечения:

Для А – 4: 450 А > 276 A;

Для А – 3: 390 А > 276 A;

Для 4 – 3: 390 А > 143 A;

Для А – 2: 390 А < 459.62 A поэтому увеличиваем сечение до АС-185/27;

Для 2 – 1: 390 А > 200.6 A.

Окончательный выбор сечений проводов заключается в принятии большего сечения из двух выше перечисленных условий выбора. Все полученные результаты запишем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1

Линия	А – 3	А – 4	4 – 3	А – 2	2 – 1
	111	165	32	115	50.2
Марка провода	АС – 120/19	АС – 150/24	АС – 120/19	АС – 185/27	АС – 120/19
	276	276	143	459.62	200.6
	390	450	390	510	390

При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство (8.9) и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию по экономическим параметрам и допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

7. Выбор схем электрических подстанций

Для выбора схем необходимо ознакомиться с разделом 3.3 методических указаний.

7.1. Применение схем распределительных устройств (РУ)

на стороне ВН

Для ПС №3 и №4 выбирают схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» № 5Н (рис. 3.6).

Для ПС №1 и №2 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» № 4Н (рис. 3.5).

Для центра питания А выбирают схему «одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин» (рис. 3.9).

7.2. Применение схем РУ 10 кВ

На ПС №1, №2, №3, №4 применяют схемы 10-2 – «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены по два трансформатора с расщепленной обмоткой НН (рис. 3.12).

8. Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети.

Метод среднегодового необходимого дохода, применим для поиска и оценки вариантов электрических схем соединения подстанции нагрузок в единую распределительную электрическую сеть 110 кВ. данный метод применяется многими регулируемыми энерго-компаниями России и является достаточным критерием оценки экономической эффективности для выбора электрической сети.

Вариант 1

Определим капитальные вложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи по формуле (базисные показатели стоимости ВЛ приведены в ценах 2000г, коэффициент индексации цен ):

Суммарные капиталовложения в линию:

Капитальные вложения в строительство распределительных устройств 110/10 кВ.

Стоимость трансформаторов:

Стоимость компенсирующих устройств с выключателями.

Марка	Стоимость, тыс. руб.	Количество	Итоговая стоимость, тыс. руб.
УКРМ-10,5-1350У3	1809,400	4	7238
УКРМ-10,5-1900У3	2243,885	4	8976
УКРМ-10,5-2700У3	2628,612	8	21030
УКРМ-10,5-3150У3	3245,740	8	25970

В сумме:

Стоимость оборудования подстанции 110/10 кВ.

Наименование РУ	Стоимость, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Номер узла	Всего, тыс. руб.
РУ-110 кВ. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	128100	45902,5	3, 4	348000
РУ-110 кВ. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	64904	38430	1	103300
РУ 110 кВ. Одна рабочая, секционированная выключателям и обходная система шин	213500	57645	2, А	542300

Таким образом, вложения в распределительные устройства сети

Итоговые капитальные затраты на строительство электрической сети 110/10 кВ определяется по формуле :

Расчёт суммарных годовых потерь электроэнергии.

По [1] потери электрической энергии в трансформаторах определяется формулой:

,

где время, в течение которого используется максимум нагрузки.

Суммарные потери в трансформаторах:

Потери электрической мощности в линиях электропередач определяются как:

:

Суммарные потери в линиях:

Стоимость электроэнергии на сегодняшний день составляет 2,43 руб/кВт∙ч. Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле: :

Проведём аналогичные расчёты для второго варианта конфигурации сети.

Вариант 2

Определим капитальные вложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи по формуле (базисные показатели стоимости ВЛ приведены в ценах 2000г, коэффициент индексации цен ):

Суммарные капиталовложения в линию:

Капитальные вложения в строительство распределительных устройств 110/10 кВ.

Стоимость трансформаторов:

Стоимость компенсирующих устройств с выключателями.

Марка	Стоимость, тыс. руб.	Количество	Итоговая стоимость, тыс. руб.
УКРМ-10,5-1350У3	1809,400	4	7238
УКРМ-10,5-1900У3	2243,885	4	8976
УКРМ-10,5-2700У3	2628,612	8	21030
УКРМ-10,5-3150У3	3245,740	8	25970

В сумме:

Стоимость оборудования подстанции 110/10 кВ.

Наименование РУ	Стоимость, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Номер узла	Всего, тыс. руб.
РУ-110 кВ. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	128100	45902,5	3, 4	348000
РУ-110 кВ. Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий	64904	38430	1, 2	206700
РУ 110 кВ. Одна рабочая, секционированная выключателям и обходная система шин	213500	57645	А	271100

Таким образом, вложения в распределительные устройства сети

Итоговые капитальные затраты на строительство электрической сети 110/10 кВ определяется по формуле :

Расчёт суммарных годовых потерь электроэнергии.

По [1] потери электрической энергии в трансформаторах определяется формулой:

,

где время, в течение которого используется максимум нагрузки.

Суммарные потери в трансформаторах:

Потери электрической мощности в линиях электропередач определяются как:

:

Суммарные потери в линиях:

Стоимость электроэнергии на сегодняшний день составляет 2,43 руб/кВт∙ч. Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле: :

Сравним экономическую эффективность обоих вариантов.

Объём реализованной продукции.

Издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание определяются по формуле по [2].

Стоимость потерь электроэнергии:

Суммарные издержки определяем по формуле

Определяем прибыль как

Налог на прибыль принимаем 24%:

Рентабельности сети вычисляем по формуле

Т.е. рентабельность первого варианта несколько выше, чем у второго.

Определим срок окупаемости по формуле :

,

Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, выбираем вариант конфигурации №1. Дальнейшие расчеты ведутся только для выбранного варианта РЭС.

9 Расчет режимов сети

Для расчета режимов сети необходимо ознакомиться с разделом 4 методических указаний.

9.1. Максимальный режим

9.1.1. Определение расчетной нагрузки ПС и расчет

потерь в трансформаторах

Определение расчетной нагрузки узлов (ПС) предшествует расчету режимов РЭС. Напряжение в сети принимается равным номинальному.

Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:

, (10)

где – нагрузка i-ой ПС с учетом компенсации реактивной мощности;

– потери полной мощности в трансформаторе, состоящие из потерь холостого хода и потерь короткого замыкания (нагрузочных) МВА;

– генерируемые реактивные мощности линий подходящих к узлу Мвар.

Емкостные мощности линий определяются по номинальным напряжениям:

, (11)

, (12)

где – емкостная проводимость линий.

Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:

, (13)

где – удельная емкостная проводимость линии (выбирается по [4, табл. 7.5], исходя из марки провода), См/км;

– длина линии, км.

Для параллельных линий:

(14)

Определим потери мощности холостого хода и короткого замыкания в каждом трансформаторе согласно выражениям:

, (15)

, (16)

– реальная загрузка одного трансформатора i-ой ПС;

, , , – справочные данные [4 и ГОСТ].

Потери полной мощности в трансформаторе определяются по формуле:

. (17)

Для ПС № 1 ( ):

.

Для ПС № 2 ( ):

.

Для ПС № 3 ( ):

.

Для ПС № 4 ( ):

Определим расчетные нагрузки по каждому трансформатору соответствующих ПС:

;

;

;

;