Учебная работа. Проектирование электрической части узловой подстанции 220/110/10кВ

Содержание

Введение

1. Графики нагрузок на шинах подстанции

1.1 Построение суточных графиков активных нагрузок на шинах подстанции

1.2 Построение годовых графиков активных нагрузок на шинах подстанции

2. Технико-экономическое обоснование выбора схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов

2.1 Требования к схемам электрических соединений подстанции и их обеспечение

2.2 Выбор и обоснование структурных схем трансформаторной подстанции по вариантам

2.3 Выбор и анализ режимов работы автотрансформаторов подстанции по вариантам

2.3.1 Определение числа и мощности автотрансформаторов по вариантам

2.3.2 анализ режимов работы автотрансформаторов первого варианта

2.3.3 анализ режимов работы автотрансформаторов второго варианта

2.4 Обоснование и выбор схем коммутации распределительных устройств

2.5 Расчет технико-экономических показателей

Список использованных источников

Введение

Развитие рыночных отношений в стране меняет сформировавшуюся структуру электроэнергетики. Появляются всевозможные предприятия, крестьянские (фермерские хозяйства), ведется застройка городов, строятся новые жилые загородные поселки и многое другое. Зачастую существующие подстанции не обладают достаточной мощностью или имеют большой объем физически и морально изношенного электрооборудования не обеспечивающий надежного и экономичного электроснабжения появившихся потребителей. Все эти факторы требуют строительства новых или реконструкции существующих подстанций и сетей. Поэтому тематика курсового проектирования проходной понизительной подстанции 220/110/10 кВ является актуальной.

Курсовой проект состоит из расчетно-пояснительной записки и двух чертежей графической части.

Графическая часть проекта содержит два чертежа на формате А1:

1. Принципиальная однолинейная схема электрических соединений подстанции 220/110/10 кВ.

2. Открытое распределительное устройство 220 кВ.

1. Графики нагрузок на шинах подстанции

1.1 Построение суточных графиков активных нагрузок на шинах подстанции

По исходным данным — графикам активных нагрузок в относительных единицах и максимальной нагрузке на шинах низкого и среднего напряжения подстанции (см. техническое задание) — строим осенне-зимние и весенне-летние суточные графики активных нагрузок на шинах низкого (НН), среднего (СН) и высокого (ВН) напряжения подстанции.

Для построения суточных графиков нагрузок НН, СН и ВН в именованных единицах выделяем в графиках нагрузок НН и СН характерные суточные режимы. В хронологическом порядке по мощности электропотребления на графиках нагрузок НН и СН можно выделить 6 режимов. Номера режимов и время начала и окончания каждого режима в часах заносим в первый и второй столбец таблицы 1.

Таблица 1 — Показатели суточных графиков активных нагрузок НН, СН и ВН

Номер

режима

время начала — окончания; продолжительность режима, ч.

Активная нагрузка НН,

Активная нагрузка СН,

Активная нагрузка ВН,

осенне-зимний

весенне-летний

осенне-зимний

весенне-летний

осенне-зимний

весенне-летний

1

2

3

4

5

6

7

8

1

0 — 4; 4

34,667

26

180

160

214,667

186

2

4 — 6; 2

34,667

26

120

100

154,667

126

3

6 — 10; 4

52

43,333

240

220

292

263,333

4

10 — 17; 7

43,333

34,667

180

160

223,333

194,667

5

17 — 21; 4

52

43,333

240

220

292

263,333

6

21 — 24; 3

34,667

26

180

160

214,667

186

Переводим графики нагрузок осенне-зимнего и весенне-летнего периодов НН и СН из относительных единиц в именованные для каждого режима , используя соотношение:

, (1)

где — номер характерного режима; — ордината в относительных единицах соответствующего режима на графике нагрузки.

Для первого интервала графика нагрузки НН осенне-зимнего периода нагрузка , рассчитанная по формуле (1), равна

.

Расчет для остальных ступеней графиков нагрузок НН и СН выполняется аналогично. Расчетные данные сводим в 3 — 6 столбцы таблицы 1.

Суммарная мощность подстанции без учета потребляемой мощности на собственные нужды подстанции и потерь мощности в трансформаторах представляет собой сумму потребляемых мощностей НН и СН :

.(2)

Для первой интервала графика нагрузки ВН осенне-зимнего периода нагрузка (2) равна

.

Расчет для остальных интервалов графиков нагрузок ВН выполняется аналогично. Расчетные данные сводим в 6, 7 столбцы таблицы 1. Суточные графики нагрузки НН, СН и ВН построены на рисунках 1 — 3.

Рисунок 1 — Суточный график активной нагрузки НН

Рисунок 2 — Суточный график активной нагрузки СН

Рисунок 3 — Суточный график активной нагрузки ВН

Максимальные активные, реактивные и полные нагрузки на шинах НН, СН и ВН подстанции равны

,(3)

,(4)

,(5)

,(6)

,(7)

,(8)

,(9)

,(10)

,(11)

где

,(12)

.(13)

Коэффициент мощности равен

.(14)

1.2 Построение годовых графиков активных нагрузок на шинах подстанции

Построение годовых графиков нагрузок НН, СН и ВН производим на основании соответствующих двух суточных графиков нагрузок (рисунки 1 — 3) осенне-зимнего и весенне-летнего периодов, которые согласно техническому заданию равны 205 дней и 160 дней. По оси ординат откладываем нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс — часы от 0 до 8760. Нагрузки располагаем в порядке убывания.

По суточным графикам нагрузки НН (рисунок 1, таблица 1) определяем мощность каждой ступени годового графика нагрузки:

; ; ; .

Рассчитываем продолжительность каждой ступени годового графика нагрузки НН:

,(15)

,(16)

,(17)

.(18)

Мощность и продолжительность каждой ступени годового графика нагрузки НН сводим в таблицу 2. По данным таблицы 2 строим годовой график активной нагрузки НН рисунок 4.

Таблица 2 — Показатели годового графика активной нагрузки НН

Ступень

1

2

3

4

Мощность , МВт

52

43,333

34,667

26

Продолжительность , ч.

1640

2715

2965

1440

Рисунок 4 — Годовой график активной нагрузки НН

Построение годовых графиков нагрузок СН и ВН подстанции выполняется аналогично. Мощность и продолжительность каждой ступени годовых графиков нагрузки СН и ВН, потребление электроэнергии приведены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3 — Показатели годового графика активной нагрузки СН

Ступень

1

2

3

4

5

6

Мощность , МВт

240

220

180

160

120

100

Продолжительность , ч.

1640

1280

2870

2240

410

320

Таблица 4 — Показатели годового графика активной нагрузки ВН

Ступень

1

2

3

4

Мощность , МВт

292

263,333

223,333

214,667

Продолжительность , ч.

1640

1280

1435

1435

Ступень

5

6

7

8

Мощность , МВт

194

186

154,667

126

Продолжительность , ч.

1120

1120

410

320

Годовые графики нагрузок СН и ВН построены на рисунках 5 и 6.

Рис. 5 — Годовой график активной нагрузки СН

Рис. 6 — Годовой график активной нагрузки ВН

Передачу электрической энергии потребителям с шин НН, СН и ВН рассчитываем по формулам [1, стр. 15, 16]:

,(19)

,(20)

.(21)

Транзит мощности через шины ВН подстанции равен

.(22)

Рассчитываем показатели графиков активных нагрузок НН, СН и ВН:

Среднегодовые нагрузки [1, стр. 15, 16]:

,(23)

,(24)

.(25)

Коэффициенты заполнения [1, стр. 15, 16] рассчитываются как

,(26)

,(27)

.(28)

Продолжительность использования максимальной нагрузки [1, стр. 15,16]:

,(29)

,(30)

.(31)

время максимальных активных потерь электрической энергии [2, стр. 34]:

,(32)

,(33)

.(34)

2. Технико-экономическое обоснование выбора схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов

2.1 Требования к схемам электрических соединений подстанции и их обеспечение

К схемам электрических соединений подстанций предъявляют следующие основные требования [3, стр. 4, 5]: надежность, экономичность, удобство эксплуатации, техническая гибкость, экологическая чистота, компактность, унифицированность.

Надежность — свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. В распределительных сетях уровень надежность регламентируется категорийностью обеспечения потребителей электрической энергией (ПУЭ [14, п. 1.2.18]). В соответствии с техническим заданием 80 % потребителей 110 кВ и 10 кВ содержат электроприемники I и II категории надежности. Для обеспечения электроэнергией электроприемников I и II категории надежности на подстанции должны быть установлены два и более (авто)трансформаторов.

Экономичность подразумевает принятие решений с учетом необходимых капитальных вложений и сопутствующих ежегодных издержек производства и сбыта продукции. Выбор схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов должен осуществляться на основе технико-экономического расчета.

Удобство эксплуатации заключается в наглядности и простоте схемы, снижающих вероятность ошибочных действий персонала, возможности минимизации количества переключений при изменении режима применительно как к первичным, так и вторичным цепям, в обеспечении соответствия режимов работы электроустановки и энергосистемы.

Техническая гибкость — способность адаптироваться к изменяющимся условиям работы электроустановки при плановых и аварийно-восстановительных ремонтах, расширения, реконструкции и испытаниях.

Экологическая чистота определяется степенью воздействия электроустановки на окружающую среду — шум, электрические и магнитные поля, загрязнение выбросами и отходами, нарушение ландшафта и пр.

Компактность характеризуется возможностью минимизации площади земли, отчуждаемой под подстанцию. Это позволяет наиболее рационально решать проблему приобретения земельных участков, которая при обосновании и выборе схем электроустановок нередко является определяющей.

Удобству в эксплуатации, технической гибкостью, экологической чистотой, компактностью удовлетворяют схемы с минимально необходимым числом (авто)трансформаторов.

Унифицированность заключается в применении ограниченного числа типовых схем и использовании комплектного и серийно выпускаемого электрооборудования и (авто)трансформаторов. Использование типовых решений, комплектного и серийно выпускаемого электрооборудования и (авто)трансформаторов позволяет снижать материальные и финансовые затраты на проектирование, монтаж, пусконаладку и эксплуатацию электроустановки.

Для обеспечения унифицированности выбираем серийно выпускаемые (авто)трансформаторы и электрооборудование, типовые схемы распределительных устройств (РУ) в соответствии с рекомендациями [3] и указаниями по применению [4].

2.2 Выбор и обоснование структурных схем трансформаторной подстанции по вариантам

В общем случае на подстанции возможно использование четырех схем:

1) схема с использованием трехобмоточного трансформаторного оборудования 220/110/10 кВ (рис. 7, а);

2) схема с использованием двухобмоточного трансформаторного оборудования 220/110 кВ и 220/10 кВ (рис. 7, б);

3) схема с использованием двухобмоточного трансформаторного оборудования 220/110 кВ и 110/10 кВ (рис. 7, в);

4) схема с использованием трехобмоточного трансформаторного оборудования 220/110/10 кВ с ненагруженной обмоткой 10 кВ и двухобмоточного трансформатора 110/10 кВ (рис. 7, г).

Трансформаторы 220/110 кВ серийно не выпускаются промышленностью. Поэтому вторая и третья схемы (рис. 7, б и в) использоваться не будут.

Использование в схеме на рис. 7, г автоторансформаторов АТ-1,2 с ненагруженной обмоткой не приведет к снижению номинальной мощности этих автотрансформаторов по сравнению со схемой рис. 7, а, так как максимальная нагрузка НН намного меньше нагрузки СН . Поэтому четвертая схема так же использоваться не будет.

Рис. 7. Структурная схема подстанции

Используем схему на рис. 7, а. Тип трансформаторного оборудования намечаемого к установке на подстанции 220/110/10 кВ — автотрансформаторы. Число автотрансформаторов принимаем равным двум.

2.3 Выбор и анализ режимов работы автотрансформаторов подстанции по вариантам

2.3.1 Определение числа и мощности автотрансформаторов по вариантам

Номинальную мощность автотрансформаторов с числом определяем из условия [5, стр. 18]:

,(35)

где — коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категории, который при составе электроприемников I/II категории (см. техническое задание) НН () СН () рассчитывается как

— коэффициент перегрузки автотрансформаторов, примем равным [6, стр. 11, таблица 6] из условий: (авто)трансформаторы имеют систему охлаждения ДЦ; длительность максимума нагрузки в осенне-зимний период 8 ч. (см. график на рисунке 3); температура охлаждающего воздуха в аварийный осенне-зимний период принята равной [8, стр. 97] .

Из серийно выпускаемых трансформаторов по условию (35) выбираем автотрансформаторы [7, стр. 172] по вариантам:

I вариант — АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 — автотрансформатор, трехфазный, с принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла (системой охлаждения ДЦ), трехобмоточный с устройством регулирования под нагрузкой (РПН), номинальной мощностью 200000 кВА, класса напряжений 220/110/10 кВ, умеренного климатического исполнения наружной установки (У1).

II вариант — АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 — автотрансформатор, трехфазный, с системой охлаждения ДЦ, трехобмоточный с РПН, номинальной мощностью 250000 кВА, класса напряжений 220/110/10 кВ, исполнения У1.

Автотрансформаторы АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 и АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 предназначены для связи электрических сетей 220 и 110 кВ на подстанциях с возможностью отбора мощности на стороне 10 кВ.

Паспортные данные автотрансформаторов из [7, стр. 172] приведены в таблице 5.

Проверяем выбранные автотрансформаторы на систематическую и аварийную перегрузку [8, стр. 95 — 105].

Таблица 5 — Паспортные данные автотрансформаторов

Автотрансформатор

АТДЦТН-200000/220/110/10-У1

АТДЦТН-250000/220/110/10-У1

Номинальная мощность, МВА

полная

200

250

обмотки НН

80

100

Номинальное напряжение обмоток,

ВН

230

230

СН

121

121

НН

10,5

10,5

Схема и группа соединения обмоток

Потери, кВт

холостого хода

105

120

короткого замыкания

ВН-СН

430

500

ВН-НН

340

280

СН-НН

210

270

Напряжение короткого замыкания в режимах , %

ВН-СН

11

11

ВН-НН

32

32

СН-НН

20

20

ток холостого хода , %

0,45

0,4

2.3.2 Анализ режимов работы автотрансформаторов первого варианта

Анализируем нормальный режим [8, стр. 100], когда оба автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 включены. Автотрансформаторы работают в комбинированном режиме передачи мощности: автотрансформаторном ВНСН; трансформаторном ВННН.

По условию трансформаторного режима [7, стр. 9]

,(36)

где — коэффициент типовой мощности [1, стр. 72]

.(37)

По условию комбинированного режима [8, стр. 111]:

.(38)

Таким образом в нормальном режиме автотрансформаторы АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 обеспечивают полное электроснабжение потребителей без систематической перегрузки.

Анализируем ремонтный и послеаварийный режим АТДЦТН-200000/220/110/10-У1, связанный с отключением одного трансформатора (в дальнейшем послеаварийный режим) во время осенне-зимнего периода. Оставшийся в работе трансформатор будет подвергаться аварийной перегрузке, так как

.

Для анализа аварийных перегрузок трансформатора построим суточный график полной мощности ВН осенне-зимнего и весенне-летнего периодов. Активная мощность суточных графиков нагрузок приведена в таблице 1. Реактивную и полную мощность нагрузки рассчитываем по формулам:

.(39)

.(40)

Для первой интервала времени осенне-зимнего периода реактивная (39) и полная (40) мощности равны

,

.

Для остальных интервалов расчет и выполняется аналогично. Показатели суточных графиков нагрузки ВН сводим в таблицу 6. Суточные графики полной нагрузки ВН построены на рисунке 8.

Таблица 6 — Показатели суточных графиков нагрузки ВН

Номер

режима

время начала — окончания; продолжительность режима, ч.

Нагрузка в осенне-зимний период

Нагрузка в весенне-летний период

Активная , МВт

Реактивная , МВАр

Полная , МВА

Активная , МВт

Реактивная , МВАр

Полная , МВА

1

0 — 4; 4

214,67

105,84

239,341

186

91,48

207,279

2

4 — 6; 2

154,67

76,8

172,685

126

62,44

140,623

3

6 — 10; 4

292

144,24

325,683

263,33

129,88

293,621

4

10 — 17; 7

223,33

110,52

249,183

194,67

96,16

217,122

5

17 — 21; 4

292

144,24

325,683

263,33

129,88

293,621

6

21 — 24; 3

214,67

105,84

239,341

186

91,48

207,279

Рис. 8 — Суточный график полной нагрузки ВН

Проверяем автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 на аварийную перегрузку в осенне-зимний период.

Выделяем участки перегрузки на пересечениях линии с линиями суточного графика нагрузки осенне-зимнего периода (на рисунке 8: 1, 3 — 6) [8, стр. 96]:

(41)

Находим начальную нагрузку [8, стр. 96]:

.(42)

Определяем предварительное

.(43)

Так как при сравнении значений с [8, стр. 96]:

(44)

перегрузка равна

.(45)

Продолжительность перегрузки пересчитываем по формуле [8, стр. 96]:

.(46)

Определяем допустимую перегрузку для (авто)трансформаторов с системой охлаждения ДЦ по данным [8, стр. 98]. При и в осенне-зимний период при .

Так как

,(47)

то автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 в послеаварийном режиме в осенне-зимний период будет испытывать недопустимую перегрузку.

Рассмотрим послеаварийный режим работы трансформатора в осенне-зимний период с отключением неответственных потребителей III категории. Отключение потребителей электрической энергии III категории не должно превышать 1 суток. Максимальная располагаемая мощность для отключения в режимах перегрузки (режимы 1 и 6) равна

.(48)

В режиме перегрузки следует ограничить электроснабжение потребителей [8, стр. 103, 106] мощностью:

,(49)

что меньше располагаемой мощности для отключения

.(50)

Отключается

(51)

потребителей III категории.

Ожидаемый недоотпуск электрической энергии в осенне-зимний период из-за отключения неответственных потребителей в аварийном режиме [8, стр. 46] составит:

,(52)

где — вероятность аварийного простоя автотрансформаторов, при вероятности возникновения отказов трансформаторов [8, стр. 46] и времени простоя равном времени восстановления [8, стр. 46]

.(53)

Проверяем автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 на аварийную перегрузку в весенне-летний период.

Выделяем участок перегрузки на пересечениях линии с линиями суточного графика нагрузки весенне-летнего периода (на рисунке 8: 1, 3 — 6) [8, стр. 96]:

(54)

Находим начальную нагрузку [8, стр. 96]:

.(55)

Определяем предварительное

.(56)

Так как при сравнении значений с [8, стр. 96]:

(57)

перегрузка равна

.(58)

Продолжительность перегрузки пересчитываем по формуле [8, стр. 96]:

.(59)

Определяем допустимую перегрузку для (авто)трансформаторов с системой охлаждения ДЦ по данным [8, стр. 98]. При и в весенне-летний период .

Так как

,(60)

то автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110/10-У1 в послеаварийном режиме в весенне-летний период будет испытывать недопустимую перегрузку.

Рассмотрим послеаварийный режим работы трансформатора в весенне-летний период с отключением неответственных потребителей III категории. Максимальная располагаемая мощность для отключения в режимах перегрузки (режимы 1 и 6) равна

.(61)

В режиме перегрузки следует ограничить электроснабжение потребителей [8, стр. 103, 106] мощностью:

,(62)

что меньше располагаемой мощности для отключения

.(63)

Отключается

(64)

потребителей III категории.

Ожидаемый недоотпуск электрической энергии в осенне-зимний период из-за отключения неответственных потребителей в аварийном режиме [8, стр. 46] составит:

.(65)

Ремонт трансформаторов следует планировать в весенне-летний период, так как

.

Ожидаемый неодоотпуск электрической энергии равен

.(66)

2.3.4 анализ режимов работы автотрансформаторов второго варианта

Анализируем нормальный режим [8, стр. 100], когда оба автотрансформатора АТДЦТН-250000/220/110/10 включены. Автотрансформаторы работают в комбинированном режиме передачи мощности: автотрансформаторном ВНСН; трансформаторном ВННН.

По условию трансформаторного режима [7, стр. 9]

,(67)

где — коэффициент типовой мощности [1, стр. 72]

.(68)

По условию комбинированного режима [8, стр. 111]:

.(69)

Таким образом в нормальном режиме автотрансформаторы АТДЦТН-250000/220/110/10 обеспечивают полное электроснабжение потребителей без перегрузки.

Анализируем послеаварийный режим АТДЦТН-250000/220/110/10 во время осенне-зимнего периода. Оставшийся в работе автотрансформатор будет испытывать аварийную перегрузку, так как .

Выделяем участок перегрузки на пересечениях линии с линиями графика нагрузки (на рисунке 8 1, 3 — 6) [8, стр. 96]:

(70)

Находим начальную нагрузку [8, стр. 96]:

.(71)

Определяем предварительное

,(72)

Так как при сравнении значений с

(73)

перегрузку и продолжительность перегрузки равны

,(74)

.(75)

Определяем допустимую перегрузку для (авто)трансформаторов с системой охлаждения ДЦ по данным [8, стр. 98]. При и в осенне-зимний период при .

Так как

,(76)

то автотрансформатор АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 в послеаварийном режиме в весенне-летний период не будет испытывать не допустимую перегрузку.

Проверяем автотрансформатор АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 на аварийную перегрузку в весенне-летний период.

Выделяем участок перегрузки на пересечениях линии с линиями суточного графика нагрузки весенне-летнего периода (на рисунке 8: 1, 3 — 6) [8, стр. 96]:

(77)

Находим начальную нагрузку [8, стр. 96]:

.(78)

Определяем предварительное

.(79)

Так как при сравнении значений с [8, стр. 96]:

(80)

перегрузку и продолжительность перегрузки равны

,(81)

.(82)

Определяем допустимую перегрузку для (авто)трансформаторов с системой охлаждения ДЦ по данным [8, стр. 98]. При и в весенне-летний период .

Так как

,(83)

то автотрансформатор АТДЦТН-250000/220/110/10-У1 в послеаварийном режиме в весенне-летний период не будет испытывать недопустимую перегрузку.

Ожидаемый неодоотпуск электрической энергии равен

.

2.4 Обоснование и выбор схем коммутации распределительных устройств

Для сохранения транзита мощность через подстанцию к схеме РУ-220 кВ предъявляются требования о недопустимости отключения присоединений (каждого или отдельных) при отключении выключателя присоединения по любой причине, кроме повреждения присоединения [4, стр. 7].

Для РУ-220 кВ с двумя автотрансформаторами и четырьмя линиям выбираем схему 220-8 — шестиугольник [3, стр. 44 и 4, стр. 25]. Условное изображение схемы 220-8 на рисунке 9.

Рис. 9. Схема шестиугольник РУ-220 кВ

Достоинства схемы шестиугольник [3, стр. 44, 45]:

— сравнительно дешевая схема, требующая шесть ячеек выключателей на шесть присоединений;

— РУ-220 кВ по схеме 220-8 занимает минимальные отчуждаемые площади при шести присоединениях;

— простая и наглядная, электромагнитные блокировки и операции с разъединителями просты и однотипны, как следствие минимизированы отказы по вине персонала;

— автотрансформаторы и линии подключаются через развилку выключателей, что является дополнительным преимуществом схемы в ремонтных и послеаварийных режимах;

— возможность расширения до схемы трансформаторы-шины с полуторным присоединением линий и полуторной схемы.

Недостатки:

— при отказе выключателя возможна потеря не более одной линии, одного трансформатора, двух линий или двух автотрансформаторов;

— требует сложного учета набора различных перетоков мощности в ремонтных и послеаварийных режимах (разрыв кольца) при выборе параметров срабатывания релейной защиты.

Для РУ-110 кВ с двумя автотрансформаторами и 8 отходящими линиями выбираем схему 110-13 — две рабочие системы шин, которые используются при 5 и более присоединений с повышенными требованиями к сохранению в работе присоединения. Условное изображение схемы на рисунке 10.

Рис. 10. Схема с двумя рабочими системами шин РУ-110 кВ

Достоинства схемы с двумя рабочими системами шин [3, стр. 81 — 83 и 4, стр. 25]:

— требует ячейку выключателя, где — количество присоединений;

— занимает минимальные отчуждаемые площади с учетом количества присоединений при килевой установке одного шинного разъединителя на каждом присоединении;

— гибкая фиксация присоединений по системам сборных шин.

— более надежная схема, по сравнению со схемой с одной секционированной системой шин на порядок увеличивает математическое ожидание недоотпуска электроэнергии при прочих равных условиях.

Недостатки [3, стр. 81 — 83 и 4, стр. 25]:

— по сравнению со схемой с одной секционированной системой сборных шин требует установки на каждом присоединении второго шинного разъединителя;

— при отказе нормально включенного шиносоединительного выключателя возможно полное погашение РУ;

— при оперативных переключениях сборные шины имеют непосредственную электрическую связь на развилках из шинных разъединителей, и при возникновении отказов возможно полное погашение распределительного устройства;

— неоднотипное управление разъединителями, большое количество технологических операций при оперативных переключениях, сложные электромагнитные блокировки и операции с разъединителями, что приводит к значительному числу инцидентов по вине персонала.

Для РУ-10 кВ с двумя автотрансформаторами и 15 отходящими линиями выбираем схему 10-9 — одна рабочая секционированная система шин [3, стр. 50 — 52 и 4, стр. 25], которая используется при наличии попарно резервируемых воздушных и кабельных линий, подключаемых к различным секциям шин. Условное изображение схемы на рисунке 11.

Рис. 11. Схема с одной секционированной системой шин РУ-10 кВ

автотрансформатор подстанция электрический

Достоинства схемы с одной секционированной системой шин [3, стр. 50 — 52]:

— требует ячейку выключателя, где — количество присоединений;

— занимает минимально отчуждаемые площади с учетом количества присоединений;

— наиболее дешевая схема с учетом количества присоединений.

— простая и наглядная, электромагнитные блокировки и операции с разъединителями просты и однотипны, как следствие минимизированы отказы по вине персонала;

— жесткая фиксация присоединений по секциям;

— является лучшей схемой с позиции надежности и экономичности при использовании современных выключателей в составе комплектных распределительных устройств (КРУ).

Недостатки:

— попарное резервированные присоединения необходимо подключать к различным секциям;

— при отказе нормально включенного секционного выключателя возможно полное погашение РУ.

2.5 Расчет технико-экономических показателей

Расчет технико-экономических показателей первого варианта

Выполняем расчет технико-экономических показателей.

Нормативный срок службы оборудования — 25 лет.

Стоимость сооружения подстанции 220/110/10 кВ определяем по укрупненным базисным показателям стоимости в ценах 1991г. [9] с последующим пересчетом к рассматриваемым годам с помощью коэффициентов удорожания приведенных в техническом задании.

Стоимость двух трансформаторов АТДЦТН-200000/220/110/10-У1:

,(84)

где — стоимость автотрансформатора 220/110/10 мощностью 200 МВА, [9, стр. 294].

Стоимость РУ-220 кВ при 6 комплектах выключателей:

,(85)

где — стоимость ячейки на один комплект элегазового выключателя, [9, стр. 293].

Стоимость РУ-110 кВ при 11 комплектах выключателей:

,(86)

где — стоимость ячейки на один комплект элегазового выключателя, [9, стр. 293].

Стоимость РУ-10 кВ при 18 комплектах выключателей:

,(87)

где — стоимость ячейки на один комплект выключателя включая соответствующую часть здания закрытого распределительного устройства, [9, стр. 293].

Стоимость сооружения подстанции рассчитывается как

(88)

Капиталовложения по годам с учетом удорожания равны

,(89)

где — капиталовложения по годам строительства в отн.ед.; — коэффициент удорожания к базовому 1991г. по годам.

Капиталовложения в 2014г. по данным из технического задания (30%), равны

тыс.руб.

Для 2015 и 2016гг. расчет выполняется аналогично. Расчетные данные сводим в строку капитальных вложений в таблице 7.

Размещено на /