Выбор главной схемы электрических соединений подстанций.

Введение.

 

Задачей курсового проекта является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по проектированию электрической части подстанции, расчету и выбору шин, трансформаторов, высоковольтных аппаратов, а также приобретение опыта в использовании справочной литературы, руководящих указаний и нормативных материалов.

В учебном процессе курсовому проектированию придается большое значение, так как оно способствует приобретению навыков самостоятельной работы по специальности.

При выполнении курсового проекта подлежат разработке следующие вопросы:

1. Выбор силовых трансформаторов проектируемой подстанции.

2. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений (с разработкой схем распределительных устройств и собственных нужд).

3. Выбор сечения воздушной и кабельной линий и расчет режимов электрической сети с проектируемой подстанцией.

4. Расчет токов короткого замыкания.

5. Выбор коммутационных аппаратов.

6. Выбор токоведущих частей и кабелей.

7. Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы.

8. Выбор измерительных трансформаторов.

9. Выбор и описание конструкции распределительных устройств.

10. Графическая часть проекта содержит два листа. Главная схема электрических соединений – лист 1. Результаты расчета режимов электрической сети с проектируемой подстанцией – лист 2.

 

Основные цели и задачи проектирования:

1. Производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления.

2. Надежная работа установок и энергосистем.

3. Сокращение капитальных затрат на сооружение установок.

4. Снижение ежегодных затрат и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.

Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.

Целью данного курсового проекта является выбор основного оборудования на проектируемой подстанции.

1. Опре деление суммарной мощности потребителей подстанции.

 

Суммарная активная мощность определяется по формуле;

(1.1)

где n – количество отходящих линий.

P¢ – передаваемая мощность по одной линии, МВт.

k_нп – коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей.

Суммарная полная мощность определяется по формуле;

(1.2)

где cosj – коэффициент мощности.

Суммарная реактивная мощность определяется по формуле;

(1.3)

Определим активную, полную, и реактивную мощности потребляемой на стороне напряжения 10 кВ;

Определим активную, полную, и реактивную мощности потребляемой на стороне напряжения 35 кВ;

Определим активную, реактивную, полную мощности потребляемой на стороне напряжения 150 кВ с учетом питания от ТЭЦ;

2. Выбор силовых трансформаторов и технико-экономическое сравнение вариантов.

 

Узловые подстанции не только осуществляют питание потребителей, но и связывают отдельные части энергосистемы. В этом случае на подстанции, кроме РУ низкого напряжения сооружаются РУ высокого и среднего напряжения (СН) и устанавливаются автотрансформаторы или трехобмоточные трансформаторы.

Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низких напряжений, но как правило при проектировании новых подстанций не устанавливается более двух трансформаторов на присоединение одного напряжения данного РУ.

Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения:

(2.1)

где S_т.расч - расчетная мощность трансформатора, МВA;

k_п.ав=1,4 – коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов. Такая перегрузка допускается в течение 5 суток при условии, что коэффициент предшествующей нагрузки k_з не более 0,93 и длительность перегрузки не более 6 ч.

S_å - суммарная мощность потребителей, МВA, S_∑=S_сн+S_нн. МВА;

К_ав - коэффициент аварийной перегрузки;

n - количество трансформаторов.

Для первого и второго варианта выбираем в РУ по два трансформатора.

Первый вариант: питание предполагается осуществить на напряжении 150 кВ, следовательно необходимо выбирать трансформаторы с высшим напряжением 150 кВ.

Для установки в РУ напряжением 110кВ применяем два трансформатора типа ТДТН-25000 150/35/10 [1. стр. 154. Таблица 3.7.],.

Второй вариант: согласно задания нет возможности применить другое напряжение питания. Также при проектировании новых подстанций как правило не устанавливается более двух трансформаторов одного наименования в одном РУ, в данном случае также нет такой возможности. Исходя из этого разработка второго варианта заключается в применении другого трансформатора меньшей мощности с учетом недоотпуска электроэнергии.

Для установки в РУ напряжением 150кВ применяем два трансформатора типа ТДТН-16000 150/35/10 [1. стр. 154. Таблица 3.7.],.

 

Рассчитаем технико-экономические показатели.

О сновное внимание уделяется методике выполнения расчетов, а графики нагрузок и другие величины и коэффициенты принимаются по усредненным показателям и в условных единицах.

Сопоставительную оценку рассматриваемого варианта схемы проектируемой подстанции приведен в курсовом проектировании по минимуму приведенных затрат З, у.е./год, которые определяются из выражения:

(3.1)

Где р_н – нормативный коэффициент эффективности, 1/год, принимаемый в расчётах 0,12;

К– капиталовложения, у.е.;

И– годовые издержки, у.е./год;

У_о – математическое ожидание ущерба от недоотпуска электроэнергии.

Капиталовложения определяют по упрощенным показателям стоимости трансформаторов. Результаты расчётов капиталовложений оформляют в таблицу 3.1.

Таблица 3.1.Результаты расчетов капиталовложений.
Оборудование	Количество единиц, шт. 1вариант.	Количество единиц, шт. 2вариант.	Стоимость единицы, у. е.	Вариант
первый	второй
Общая стоимость, руб·$=у. е.	Общая стоимость, руб·$=у. е.
ТДТН-25000 150/35/10
ТДТН-16000 150/35/10
Выключатели 110 кВ.
Выключатели 35 кВ.
Выключатели 10 кВ.
Разъединители 220 кВ
Разъединители 35 кВ
Итого:

Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:

(3.2)

где И_а=а∙К – амортизационные отчисления;

а – норма амортизационных отчислений для силового оборудования;

И_о=в∙К – издержки на обслуживание электроустановки;

В – норма отчислений на обслуживание;

И_пот=β∙∆W_пот – издержки, обусловленные потерями энергии в проектируемой установке;

Β – удельные затраты по возмещению потерь, у.е./кВт∙ч.;

∆W_пот – годовые потери энергии, кВт∙ч.;

Для силового электрооборудования и РУ установлены следующие нормы отчислений: а=6,4%, в=3% – для оборудования до 150 кВ, а=6,4%, в=2% – при U_ном≥220.кВ. При курсовом проектировании удельные затраты на возмещение потерь можно принимать β=0,8∙10^-5 тыс. у.е/кВт.∙ч.

Первый вариант.

Амортизационные отчисления;

у.е. (3.3)

Издержки на обслу живание электроустановки;

у.е. (3.4)

Рассчитаем потери энергии в трансформаторах;

Потери электроэнергии в обмотках трансформаторов определяется по формуле, МВт ч.

(3.5)

где τ_пс – время наибольших потерь трансформаторов подстанции, ч.

Время наибольших потерь определяется по формуле;

(3.6)

где Т_м = 5000ч.– время использования максимальных нагрузок. ч;

При определении потерь электроэнергии в трансформаторах значения потерь короткого замыкания, и потерь холостого хода определяем по [1].

Годовые потери в трансформаторе ТЦТН-16000 150/35/10;

(3.8)

Для определения издержек связанных с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции определим стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии З_э1 по графику приведенному в [2. стр. 317. Рис. 8.1.] З_э=1,8 у.е.(кВт ч).

Издержки связанные с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции;

(3.9)

Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле (3.2), у.е.

.у.е. (3.10)

Приведенные затраты определим по формуле (3.1);

Первый вариант.

Результаты расчетов затрат на сооружение основного оборудования подстанции приведен в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Результаты расчетов затрат на сооружение основного оборудования подстанции.
Показатель.	Вариант
Первый.	Второй.
Стоимость оборудования ПС,. у.е.
Издержки на амортизацию,. у.е.
Издержки на обслуживание,. у.е.а=6,4%, в=3% – ˂ 150 кВ, а=6,4%, в=2% – при Uном≥220.кВ
Потери электроэнергии в трансформаторах, МВт ч.
потери в трансформаторе 150/35/10	1016,05	1117,47
Издержки на возмещение потерь электроэнергии в тр-рах,. у.е.	52123280,15	57326451,97
Годовые эксплуатационные расходы,. у.е.	136107251,15	137238342,97
Приведенные затраты, у.е.	243320831,15	239253522,97

Выполним проверку по недоотпуску электроэнергии по критерию надёжности.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии находится по следующей формуле:

,

где y₀ - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, принимаются равными у.е./(кВтч);

ω - параметр потока отказов, принимаем равным 0,04 отказ/год;

Т_в - среднее время восстановления, принимаем по [1] табл.6.6 равным 43,8 ч;

ΔP - аварийное снижение мощности трансформатора, кВт.

Аварийное снижение мощности трансформатора находится по следующей формуле:

где S_ном - номинальная мощность трансформатора, кВ×А;

S_расч - мощность, передаваемая через трансформатор, кВ×А;

cosj - коэффициент мощности, принимаем cosj = 0,85.

Аварийное снижение мощности трансформатора для второго варианта (с двумя автотрансформаторами мощностью 16МВА):

Ущерб от недоотпуска электроэнергии для второго варианта:

Рассчитаем суммарные затраты для первого варианта (с двумя автотрансформаторами мощностью 10 МВА ) с учетом затрат от недоотпуска электроэнергии.

З=239253522,97+3290,4=239256813,3.у.е./год;

Таким образом из расчётов видно, что вариант с двумя трансформаторами мощностью 16 МВА (учитывая ущерб по недоотпуску электроэнергии) не экономичнее варианта с трансформаторами мощностью 25 МВА, поэтому на основании этого принимаем для дальнейших расчётов вариант с двумя трансформаторами мощностью 25 МВА.

Схема приведена на рис. 3.1.

Выбор предохранителей ТСН.

Для защиты ТСН используем предохранители марки ПК, ПКИ, ПКТ предназначенные для защиты силовых трансформаторов, воздушных и кабельных линий в сетях 6, 10 кВ, также данные предохранители обладают токоограничивающим эффектом.

Рабочий ток для ТСН 10. кВ:

Исходя из этого предварительно выбираем предохранитель марки ПКТ101-10-20-31,5У3 [1. стр.254. Табл. 5.4] с плавкой вставкой большей через одну ступень.

Условия выбора по напряжению установки:

U_ном=10. кВ = U_пр=10. кВ;

По максимальному рабочему току;

I_н=20. А > I_раб=7,89. А;

Проверка на отключающую способность;

I_о=31,5. кА ≥ I_к3=12,9. кА;

Результаты расчетов по выбору предохранителей сведены в таблице 6.7.

Таблица 6.7. Результаты расчетов по выбору предохранителей.
Расчетные параметры сети	Каталожные данные предохран.	Условия выбора
Uуст=10. кВ.	Uном=10. кВ.	Uуст<Uном
Iраб=7,89. А.	Iном=20. А.	Iраб<Iном
Iк3=12,9. кА.	Iоткл=31,5. кА.	Ino<Iоткл
Результат выбора: ПКТ101-10-20-31,5У3.

Выбор защ иты от атмосферных перенапряжений.

Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 150кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН–150/73/10/2УХЛ1 с U_н=150кВ.

Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 35кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН1– 35/63/10/2УХЛ1 с U_н=35кВ.

Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 10кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН1–10МУ3 с U_н=10кВ для установки в ячейках выключателей и ТН–10, для установки на ОРУ применяется ОПН–П1 10/10,5УХЛ1.

 

Выбор изоляторов.

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах.

Условие выбора опорных изоляторов. По номинальному напряжению установки.

(6.8)

где U_{ном.уст.} – номинальное напряжение установки, кВ;

U_ном.из. – номинальное напряжение изолятора, кВ;

По механической прочности.

(6.9)

где F_расч. – сила, действующая на изолятор, Н;

F_доп. – допустимая нагрузка на головку изолятора, Н;

Допустимая нагрузка на головку изолятора определяется по формуле;

(6.10)

где F_разр. – разрушающая нагрузка на изгиб, Н;

При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз расчетная сила определяется по формуле;

(6.11)

где k_h – поправочный коэффициент, учитывающий высоту шины, если она расположена на ребро, так как шины расположены горизонтально, то k_h=1.

а – ширина между фазами.

L – длинна пролета.

Выполним выбор изоляторов для напряжения 10 кВ.

Определим расчетную силу.

Выбираем изолятор типа ИО–10–3,75 У3, [1. стр. 282. табл. 5.7.] с F_расч. =3,75. кН. Допустимая нагрузка на головку изолятора;

Следовательно, данный изолятор по условиям выбора проходит.

Для РУ 10 кВ выбираем изолятор типа ИО–10–3,75 У3. [1. стр. 282. табл. 5.7.].

Для РУ 35 кВ выбираем изолятор типа С4-200I УХЛ. [1. стр. 284. табл. 5.7.].

Для РУ 150 кВ выбираем изолятор типа С4-950I УХЛ. [1. стр. 285. табл. 5.7.], так же на ОРУ 150 и 35 кВ применим подвесные изоляторы.

 

Заключение.

 

При выборе основного оборудования были выбраны силовые трансформаторы типа ТДТН-25000/150/35/10. При выборе принципиальной схемы предпочтение было отдано схеме по напряжению 150 кВ одна секционированная система шин с обходной с секционным и обходным выключателями, распределительное устройство на напряжении 35 кВ выполнено по схеме - одна секционная система шин, распределительное устройство на напряжении 10 кВ выполнено по схеме - одна секционная система шин. Собственные нужды ГПП запитались от С10 кВ. ТСН типа ТМ-100/10.

Результат выбора коммутационной аппаратуры.

На стороне150 кВ-выключатели ВГТ-220-40/2500У1, разъединители РНДЗ.2-150/1000 У1.

На стороне35 кВ-выключатели ВГБ-35 12,5/630У1, разъединители РНДЗ.2-35/1000 У1.

На стороне10 кВ-выключатели ВР1-10-20/1600-630.

Для защиты ТН 10 выбран предохранитель типа ПКТН 103-10-2-31,5У3.

Для защиты ТСН 10 выбран предохранитель типа ПКТ101-10-20-31,5У3.

Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 150кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН 150/73/10/2УХЛ1 с U_н=150кВ.

Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 35кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН1– 35/63/10/2УХЛ1 с U_н=35кВ.

Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 10кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН1–10МУ3 с U_н=10кВ для установки в ячейках выключателей и ТН–10, для установки на ОРУ применяется ОПН–П1 10/10,5УХЛ1.

Для РУ 10 кВ выбираем изолятор типа ИО–10–3,75 У3. [1. стр. 282. табл. 5.7.].

Для РУ 35 кВ выбираем изолятор типа С4-200I УХЛ. [1. стр. 284. табл. 5.7.].

Для РУ 150 кВ выбираем изолятор типа С4-950I УХЛ. [1. стр. 285. табл. 5.7.], так же на ОРУ 150 и 35 кВ применим подвесные изоляторы.

При выборе измерительных приборов были выбраны:

Для силового трансформатора ТДТН-25000/150/35/10 на стороне 150 кВ и 35 кВ- трансформаторы тока типа ТВТ-150-II-300/5 встроенные в силовой трансформатор 150/35/10 и ТВ-35-II-600/5 и встроенные в ввода выключателя ВГБ-35 12,5/630У1, ТПЛ-10-II-1600/5, в ячейках вводных выключателей 10 кВ ВР1-10-20/1600.

Для выключателей ВГТ-220-40/2500У1 - ТОГ-150-II-I300/5.

Для выключателей ВГБ-35 12,5/630У1 - ТВ-35-II-600/5, встроенные в вводные выключатели.

Для выключателей ВГБ-35 12,5/630У1 - ТВ-35-II-300/5, встроенные в секционный выключатель.

Для выключателей ВГБ-35 12,5/630У1 - ТВ-35-II-200/5, встроенные в линейный выключатель.

Для выключателей ВР1-6-20/630 - ТПЛ-10-II-800/5, встроенные в ячейки секционного выключателя.

Для выключателей ВР1-6-20/630 - ТПЛ-10-II-200/5, встроенные в ячейки линейного выключателей.

Трансформаторы напряжения типа НОГ-150/50-У1 и НАМИТ – 35/50-У1 установленные на С110 и С35 кВ.

на стороне 10 кВ - трансформаторы напряжения НАМИТ – 10 – У4 с S_н=50.ВА.

Выбор токоведущих частей:

на стороне 110 кВ - были выбраны гибкие токопроводы на основе проводов марки АС, сборные шины АС-120/19 токопроводы АС-120/19.

на стороне 35 кВ - были выбраны гибкие токопроводы на основе проводов марки АС, сборные шины АС-300/39 токопроводы АС-300/39.

на стороне 10 кВ - окрашенные алюминиевые шины прямоугольного сечения 80х8, токопроводы 3хАС-185/43.

 

Введение.

 

Задачей курсового проекта является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по проектированию электрической части подстанции, расчету и выбору шин, трансформаторов, высоковольтных аппаратов, а также приобретение опыта в использовании справочной литературы, руководящих указаний и нормативных материалов.

В учебном процессе курсовому проектированию придается большое значение, так как оно способствует приобретению навыков самостоятельной работы по специальности.

При выполнении курсового проекта подлежат разработке следующие вопросы:

1. Выбор силовых трансформаторов проектируемой подстанции.

2. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений (с разработкой схем распределительных устройств и собственных нужд).

3. Выбор сечения воздушной и кабельной линий и расчет режимов электрической сети с проектируемой подстанцией.

4. Расчет токов короткого замыкания.

5. Выбор коммутационных аппаратов.

6. Выбор токоведущих частей и кабелей.

7. Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы.

8. Выбор измерительных трансформаторов.

9. Выбор и описание конструкции распределительных устройств.

10. Графическая часть проекта содержит два листа. Главная схема электрических соединений – лист 1. Результаты расчета режимов электрической сети с проектируемой подстанцией – лист 2.

 

Основные цели и задачи проектирования:

1. Производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления.

2. Надежная работа установок и энергосистем.

3. Сокращение капитальных затрат на сооружение установок.

4. Снижение ежегодных затрат и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.

Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.

Целью данного курсового проекта является выбор основного оборудования на проектируемой подстанции.

1. Опре деление суммарной мощности потребителей подстанции.

 

Суммарная активная мощность определяется по формуле;

(1.1)

где n – количество отходящих линий.

P¢ – передаваемая мощность по одной линии, МВт.

k_нп – коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей.

Суммарная полная мощность определяется по формуле;

(1.2)

где cosj – коэффициент мощности.

Суммарная реактивная мощность определяется по формуле;

(1.3)

Определим активную, полную, и реактивную мощности потребляемой на стороне напряжения 10 кВ;

Определим активную, полную, и реактивную мощности потребляемой на стороне напряжения 35 кВ;

Определим активную, реактивную, полную мощности потребляемой на стороне напряжения 150 кВ с учетом питания от ТЭЦ;

2. Выбор силовых трансформаторов и технико-экономическое сравнение вариантов.

 

Узловые подстанции не только осуществляют питание потребителей, но и связывают отдельные части энергосистемы. В этом случае на подстанции, кроме РУ низкого напряжения сооружаются РУ высокого и среднего напряжения (СН) и устанавливаются автотрансформаторы или трехобмоточные трансформаторы.

Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низких напряжений, но как правило при проектировании новых подстанций не устанавливается более двух трансформаторов на присоединение одного напряжения данного РУ.

Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения:

(2.1)

где S_т.расч - расчетная мощность трансформатора, МВA;

k_п.ав=1,4 – коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов. Такая перегрузка допускается в течение 5 суток при условии, что коэффициент предшествующей нагрузки k_з не более 0,93 и длительность перегрузки не более 6 ч.

S_å - суммарная мощность потребителей, МВA, S_∑=S_сн+S_нн. МВА;

К_ав - коэффициент аварийной перегрузки;

n - количество трансформаторов.

Для первого и второго варианта выбираем в РУ по два трансформатора.

Первый вариант: питание предполагается осуществить на напряжении 150 кВ, следовательно необходимо выбирать трансформаторы с высшим напряжением 150 кВ.

Для установки в РУ напряжением 110кВ применяем два трансформатора типа ТДТН-25000 150/35/10 [1. стр. 154. Таблица 3.7.],.

Второй вариант: согласно задания нет возможности применить другое напряжение питания. Также при проектировании новых подстанций как правило не устанавливается более двух трансформаторов одного наименования в одном РУ, в данном случае также нет такой возможности. Исходя из этого разработка второго варианта заключается в применении другого трансформатора меньшей мощности с учетом недоотпуска электроэнергии.

Для установки в РУ напряжением 150кВ применяем два трансформатора типа ТДТН-16000 150/35/10 [1. стр. 154. Таблица 3.7.],.

 

Рассчитаем технико-экономические показатели.

О сновное внимание уделяется методике выполнения расчетов, а графики нагрузок и другие величины и коэффициенты принимаются по усредненным показателям и в условных единицах.

Сопоставительную оценку рассматриваемого варианта схемы проектируемой подстанции приведен в курсовом проектировании по минимуму приведенных затрат З, у.е./год, которые определяются из выражения:

(3.1)

Где р_н – нормативный коэффициент эффективности, 1/год, принимаемый в расчётах 0,12;

К– капиталовложения, у.е.;

И– годовые издержки, у.е./год;

У_о – математическое ожидание ущерба от недоотпуска электроэнергии.

Капиталовложения определяют по упрощенным показателям стоимости трансформаторов. Результаты расчётов капиталовложений оформляют в таблицу 3.1.

Таблица 3.1.Результаты расчетов капиталовложений.
Оборудование	Количество единиц, шт. 1вариант.	Количество единиц, шт. 2вариант.	Стоимость единицы, у. е.	Вариант
первый	второй
Общая стоимость, руб·$=у. е.	Общая стоимость, руб·$=у. е.
ТДТН-25000 150/35/10
ТДТН-16000 150/35/10
Выключатели 110 кВ.
Выключатели 35 кВ.
Выключатели 10 кВ.
Разъединители 220 кВ
Разъединители 35 кВ
Итого:

Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:

(3.2)

где И_а=а∙К – амортизационные отчисления;

а – норма амортизационных отчислений для силового оборудования;

И_о=в∙К – издержки на обслуживание электроустановки;

В – норма отчислений на обслуживание;

И_пот=β∙∆W_пот – издержки, обусловленные потерями энергии в проектируемой установке;

Β – удельные затраты по возмещению потерь, у.е./кВт∙ч.;

∆W_пот – годовые потери энергии, кВт∙ч.;

Для силового электрооборудования и РУ установлены следующие нормы отчислений: а=6,4%, в=3% – для оборудования до 150 кВ, а=6,4%, в=2% – при U_ном≥220.кВ. При курсовом проектировании удельные затраты на возмещение потерь можно принимать β=0,8∙10^-5 тыс. у.е/кВт.∙ч.

Первый вариант.

Амортизационные отчисления;

у.е. (3.3)

Издержки на обслу живание электроустановки;

у.е. (3.4)

Рассчитаем потери энергии в трансформаторах;

Потери электроэнергии в обмотках трансформаторов определяется по формуле, МВт ч.

(3.5)

где τ_пс – время наибольших потерь трансформаторов подстанции, ч.

Время наибольших потерь определяется по формуле;

(3.6)

где Т_м = 5000ч.– время использования максимальных нагрузок. ч;

При определении потерь электроэнергии в трансформаторах значения потерь короткого замыкания, и потерь холостого хода определяем по [1].

Годовые потери в трансформаторе ТЦТН-16000 150/35/10;

(3.8)

Для определения издержек связанных с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции определим стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии З_э1 по графику приведенному в [2. стр. 317. Рис. 8.1.] З_э=1,8 у.е.(кВт ч).

Издержки связанные с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции;

(3.9)

Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле (3.2), у.е.

.у.е. (3.10)

Приведенные затраты определим по формуле (3.1);

Первый вариант.

Результаты расчетов затрат на сооружение основного оборудования подстанции приведен в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Результаты расчетов затрат на сооружение основного оборудования подстанции.
Показатель.	Вариант
Первый.	Второй.
Стоимость оборудования ПС,. у.е.
Издержки на амортизацию,. у.е.
Издержки на обслуживание,. у.е.а=6,4%, в=3% – ˂ 150 кВ, а=6,4%, в=2% – при Uном≥220.кВ
Потери электроэнергии в трансформаторах, МВт ч.
потери в трансформаторе 150/35/10	1016,05	1117,47
Издержки на возмещение потерь электроэнергии в тр-рах,. у.е.	52123280,15	57326451,97
Годовые эксплуатационные расходы,. у.е.	136107251,15	137238342,97
Приведенные затраты, у.е.	243320831,15	239253522,97

Выполним проверку по недоотпуску электроэнергии по критерию надёжности.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии находится по следующей формуле:

,

где y₀ - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, принимаются равными у.е./(кВтч);

ω - параметр потока отказов, принимаем равным 0,04 отказ/год;

Т_в - среднее время восстановления, принимаем по [1] табл.6.6 равным 43,8 ч;

ΔP - аварийное снижение мощности трансформатора, кВт.

Аварийное снижение мощности трансформатора находится по следующей формуле:

где S_ном - номинальная мощность трансформатора, кВ×А;

S_расч - мощность, передаваемая через трансформатор, кВ×А;

cosj - коэффициент мощности, принимаем cosj = 0,85.

Аварийное снижение мощности трансформатора для второго варианта (с двумя автотрансформаторами мощностью 16МВА):

Ущерб от недоотпуска электроэнергии для второго варианта:

Рассчитаем суммарные затраты для первого варианта (с двумя автотрансформаторами мощностью 10 МВА ) с учетом затрат от недоотпуска электроэнергии.

З=239253522,97+3290,4=239256813,3.у.е./год;

Таким образом из расчётов видно, что вариант с двумя трансформаторами мощностью 16 МВА (учитывая ущерб по недоотпуску электроэнергии) не экономичнее варианта с трансформаторами мощностью 25 МВА, поэтому на основании этого принимаем для дальнейших расчётов вариант с двумя трансформаторами мощностью 25 МВА.

Схема приведена на рис. 3.1.

Выбор главной схемы электрических соединений подстанций.

 

Распределительное устройство на напряжении 150 кВ выполнено по схеме - одна секционированная система шин с обходной с секционным - обходным выключателями, распределительное устройство на напряжении 35 и 10 кВ выполнено по схеме – одна секционированная система, С110, 35 и 10кВ подключаются через вводные выключатели к трансформатору ТДТН-25000 150/35/10.

Главная схема электрических соединений представлена на рис. 3.1.

Рис 3.1. Главная схема электрических соединений варианта 1.