Реконструкция электроснабжения зоны подстанции "Рождественское" и "Василево" Шарьинских электрических сетей с обоснованием использования однофазных трансформаторов

где: Kзав - заводская стоимость трансформатора, руб.;

а = 1.7 - коэффициент для пересчета от заводской стоимости к расчетной стоимости трансформатора [5];

                                    (4.3)

где:

а = 8.8% - отчисления на амортизацию, техническое обслуживание и ремонт [5];

Ипот - стоимость ежегодно потерянной электроэнергии трансформаторов, руб;

Ипот = Сст*DЭст + См *DЭм;                                          (4.4)

где:   Сст - стоимость потерь электроэнергии в магнитопроводе, 0.01руб/кВт*ч [5];

См-стоимость потерь электроэнергии в обмотках трансформатора, 0.012 руб/кВт*ч [5]

DЭст - количество потерянной электроэнергии в магнитопроводе, кВт;

DЭм - количество потерянной электроэнергии в обмотках трансформатора, кВт.

DЭст = 8760*n*DРх.х,                                                   (4.5)

где: n- количество параллельно работающих трансформаторов;

DРх.х - потери в трансформаторе при холостом ходе, кВт,

                              (4.6)

где: Pк - потери в трансформаторе при коротком замыкании, кВт;

Si-мощность нагрузки на каждой ступени, МВА (см. рис.1.5.);

Sн - номинальная мощность трансформатора, МВА;

ti - время данного участка , ч (рис.1.5.) .

У = Энед*У0 ,                                                                 (4.7)

где:   Энед- количество недоотпущенной электроэнергии, кВт*ч;

У0- стоимость одного кВА*ч недоотпущенной электроэнергии, руб/кВА*ч.

Количество недоотпущенной электроэнергии определяем по формуле.

 ,                                    (4.8)

где:   Fэ - количество недоотпущенной энергии за сутки при отключении одного трансформатора, кВт;

 - параметр потока отказов , 1/год;

Тв - среднее время восстановления после отказа, ч.

Количество недоотпущенной за сутки энергии определяем по формуле.

FЭ = cosf*(Si-Sпер.),                                                           (4.9)

где:   cosf - коэффициент мощности.

После окончания всех расчетов, проводим сравнение двух вариантов по формуле:

                           (4.10)

если ДЗ>5% , то принимаем вариант с минимальными расчетными затратами;

если ДЗ<5% , то варианты равноэкономичные.

3.2.1 Расчёт исходного варианта с трансформаторами Sном= 10 МВА.

Количество потерянной электроэнергии в обмотке высшего напряжения трансформатора по (4.6).

ДЭм110 = 0.5*365*0,076*37,92 / 102 = 190,9 МВт*ч

Количество потерянной электроэнергии в магнитопроводе по (4.5).

ДЭст = 8760*2*0,023 = 402,9 МВт*ч

Стоимость ежегодно потерянной электроэнергии трансформаторов по (4.4).

Ипот = 0.01*402,9+0.012*190,9 = 6,319 тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки по (4.3).

И = 0.088*640000*1.7+6319 = 102,063 тыс.руб.

Так как трансформатор не перегружается количество недоотпущенной электроэнергии за сутки равно нулю.

Fэ = 0

Следовательно количество недоотпущенной электроэнергии за год так же равно нулю.

Эн = 0

Стоимость недоотпущенной электроэнергии за год не учитываем, т.к. Эн=0.

Минимум расчетных затрат по исходному варианту по (4.1).

З = 0.12*640000*1.7+102063 = 232,623 тыс.руб.

Данные расчета сводим в табл. 4.1.

3.2.2 Расчет проектируемого варианта с трансформаторами

Sном = 6,3 МВА

Количество потерянной электроэнергии в обмотке высшего напряжения трансформатора по (4.6).

ДЭм110 = 0.5*365*0.058*37,092 / 6,32 = 367,07 МВт*ч

Количество потерянной электроэнергии в магнитопроводе по (4.5).

ДЭст = 8760*2*0.017 = 297,8 МВт*ч

Стоимость ежегодно потерянной электроэнергии трансформаторов по (4.4).

Ипот = 0.01*297800+0.012*367070 = 7,382 тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки по (4.3).

И = 0.088*550000*1.7+7382 = 89,662 тыс.руб.

Количество недоотпущенной электроэнергии за сутки равно нулю, т.к. трансформатор не перегружается.

Fэ = 0 МВт

Следовательно количество недоотпущенной электроэнергии за год так же равно нулю.

Эн = 0 МВт

Стоимость недоотпущенной электроэнергии за год не учитываем, т.к. Эн=0.

Минимум расчетных затрат по проектному варианту по (4.1).

З = 0.12*550000*1.7+89662 = 201,862 тыс.руб.

Данные расчета сводим в табл. 4.1.

Годовой экономический эффект составит:

                              (4.12)

 (руб)

Таблица 4. 1.

Сводная таблица расчетных параметров.

Производим сравнение двух вариантов по (4.10).

ДЗ = (232623 - 201862)*100% / 232623 = 13,2 %

DЗ > 5% , минимальные расчетные затраты в проектном варианте, принимаем вариант с трехобмоточными трансформаторами мощностью 6,3 МВА.

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Исходные данные для расчета:

Сопротивление системы берем из данных ДОАО “Костромаэнерго”.

Трансформаторы:

Трансформатор 1: ТМТН 6300/110

 кВА;  кВт;  кВт;

 кВ;  кВ;  кВ;

 %;  %;  %

Трансформатор 2: ТМТН 6300/110

 кВА;  кВт;  кВт;

 кВ;  кВ;  кВ;

 %;  %;  %

Линии:

Линия 1: АС70

I1=28,2 км; Ro1=0,42 Ом/км; Xo1=0,341 Ом/км;  В.

Линия 2: АС50

I2=27 км; Ro2=0,592 Ом/км; Xo1=0,377 Ом/км;  В.

Линия 3: А50

I3=9,6 км; Ro3=0,576 Ом/км; Xo3=0,325 Ом/км;  В.

Расчет токов короткого замыкания выполняем при нормальном режиме параллельно работающих трансформаторов с целью:

выбора электрического оборудования подстанции и проверки их на термическую и динамическую стойкость к токам КЗ. Расчет выполняем в именованных единицах, так как подстанция расположена далеко от электростанции и подключена к общей энергосистеме. В этом случае сопротивление от генератора электростанции до точки короткого замыкания в относительных единицах во много раз больше 3, что делает нецелесообразным расчет в относительных единицах. При расчете учитывается активное сопротивление, так как мощность трансформаторов подстанции превышает 1000 кВА, а напряжение в точках короткого замыкания превышает 500В. [12].

5.1 Составление расчетной схемы подстанции 110/35/10 кВ и ее схемы замещения с нанесением точек короткого замыкания

5.2 Определение сопротивления элементов сети

Так как расчет выполняется в именованных единицах, то для всех элементов сети определяем значение полного сопротивления.

5.2.1 Определение полного сопротивления трансформаторов Т1 и Т2 со всех сторон напряжения:

Так как трансформаторы имеют одинаковую мощность и марку, то расчет выполняем только для трансформатора Т1.

Перед определением полного сопротивления трехобмоточного трансформатора необходимо привести значение его напряжений короткого замыкания к расчетным величинам;

Uкн = 0,5(Uквн+Uксн-Uквс) = 0,5(17,5+6,5-10,5) = 6,75 %

Uкв = 0,5(Uквн+Uквс-Uксн) = 0,5(17,5+10,5-6,5) = 10,75 %

Uкс = 0,5(Uквс+Uксн-Uквн) = 0,5(10,5+6,5-17,5) = 0,25 %

Расчет полного сопротивления выполняем по формуле:

                                         (5.1)

где: Sm-полная мощность трансформатора (кВА);

Uк %-напряжение короткого замыкания выраженное в процентах;

Um-напряжение на обмотке трансформатора, для которой производится расчет полного сопротивления (кВ).

5.2.1.1 Определение полного сопротивления трансформатора Т1 на стороне высокого напряжения 110 кВ:

5.2.1.2 Определение полного сопротивления трансформатора Т1 на стороне среднего напряжения 35 кВ:

5.2.1.3 Определение полного сопротивления трансформатора Т1 на стороне низкого напряжения 10 кВ:

5.2.2 Определение сопротивлений воздушных линий выполняется по формулам:

                      (5.2)

                     (5.3)

                     (5.4)

где: Ro и Xo-активное и индуктивное сопротивление 1км провода (Ом/км) [2];

l-длинна линии (км);

5.2.2.1Определение активного, индуктивного и полного сопротивления линии 110 кВ:

 Ом

 Ом

 Ом

5.2.2.2 Определение активного индуктивного и полного сопротивления линии 35 кВ:

 Ом

 Ом

 Ом

5.2.2.3 Определение активного индуктивного и полного сопротивления линии 10кВ:

5.2.2.4 Определение полного эквивалентного сопротивления на стороне высокого напряжения трансформатора Т1:

5.3 Преобразование расчетной схемы с приведением значений сопротивления к напряжению короткого замыкания

Приведение значений полного сопротивления схемы выполняется через коэффициент трансформации к стороне, на которой считается напряжение короткого замыкания и выражается формулой:

                           (5.5)

где: Z-приводимое полное сопротивление (Ом);

U1-напряжение на высокой стороне (кВ);

U2-напряжение на низкой стороне (кВ).

5.3.1 Приведение значений полного сопротивления схемы при возникновении короткого замыкания на стороне 10 кВ:

Приведение значения полного сопротивления системы:

5.3.2 Приведение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны высокого напряжения трансформатора Т1:

5.3.3 Приведение значения полного сопротивления системы:

5.3.4 Приведение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны высокого напряжения трансформатора Т1:

5.4 Определение значений полного суммарного сопротивления в точках короткого замыкания на стороне 10 кВ

5.4.1 Определение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны низкого напряжения трансформатора Т1:

 Ом

5.4.2 Определение значения полного эквивалентного сопротивления подстанции на шинах 10кВ (в точке К4):

Ом

 Ом

5.4.3 Определение значения полного суммарного сопротивления подстанции на стороне 10 кВ (в точке К5):

5.5 Определение значений полного суммарного сопротивления в точках короткого замыкания на стороне 35 кВ

5.5.1Определение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны среднего напряжения трансформатора Т1:

 Ом

5.5.2 Определение значения полного эквивалентного сопротивления подстанции на шинах 35 кВ (в точке К2):

Ом

 Ом

5.5.3 Определение значения полного суммарного сопротивления подстанции на стороне 35 кВ (в точке К3):

 Ом

5.5.4 Определение значений полного сопротивления в точке короткого замыкания на стороне 110кВ:

 Ом

5.6 Определение значения тока трехфазного короткого замыкания на проектируемой подстанции

Значение тока трехфазного короткого замыкания определяем по формуле:

                                             (5.6)

где: U-напряжение в точке короткого замыкания (В):

Z-полное сопротивление в точке короткого замыкания (Ом):

5.6.1 Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К1:

 А

5.6.2 Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К2:

 А

5.6.3 Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К3:

 А

5.6.4 Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К4:

 А

5.6.5 Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К5:

 А

5.7 Определение значения ударного тока трехфазного короткого замыкания на проектируемой подстанции

Ударный ток трехфазного короткого замыкания определяем по формуле:

                                                 (5.7)

где: Iк-ток короткого замыкания (А);

kу-ударный коэффициент равный 1,8 для подстанций с высшим напряжением 110кВ; [2]

5.7.1 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К1:

 A

5.7.2 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К2:

 A

5.7.3 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К3:

 A

5.7.4 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К4:

 A

5.7.5 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К5:

 A

5.8 Определение значения теплового действия тока трехфазного короткого замыкания на проектируемой подстанции

Учитывая что проектируемая подстанция питается от централизованной энергосистемы и короткие замыкания, происходящие на ней, находятся на удаленных участках от источника, тепловой импульс тока трехфазного короткого замыкания определяем по формуле:

                                   (5.8)

где: Iк-ток короткого замыкания (кА);

tрз- время срабатывания релейной защиты

tрз=0,1 при 35...110 кВ;

tрз=0,15 при 0.4...10 кВ;

Ta- время затухания апериодической составляющей тока трехфазного КЗ

Ta=0,04 при 35...110 кВ;

Ta=0,04 при 0.4...10 кВ;

5.8.1 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К1:

5.8.2 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К2:

5.8.3 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К3:

5.8.4 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К4:

5.8.5 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К5:

Результаты расчета токов короткого замыкания сведены таблицу 5.1.

Таблица 5.1.

Результаты расчета токов короткого замыкания

6. Выбор и проверка оборудования подстанции

Выбор и проверку оборудования подстанции выполняем на основе произведенного в разделе 5 расчета токов короткого замыкания результаты которого сведены в таблицу 5.1.

6.1 Выбор источника оперативного тока и трансформаторов собственных нужд подстанции

6.1.1 Для дистанционного управления (отключения, включения) выключателями, в том числе автоматического отключения их релейной защитой, а также действия различных вспомогательных реле, устройств автоматики, аппаратуры сигнализации, обогрева шкафов КРУН, освещения подстанции и т.п. требуются источники энергии, которые называются источниками оперативного тока. Так как проектируемая подстанция подключена к сети с напряжением на высокой стороне 110 кВ рекомендуется применять переменный оперативный ток.

Производим выбор источников оперативного тока.

6.1.2 Тансформаторы собственных нужд подстанции устанавливаются на стороне 10 кВ и подключаются до вводного выключателя 10 кВ, что позволяет иметь оперативный ток при отключенной системе сборных шин 10 кВ.

6.1.3 Определим мощность трансформаторов собственных нужд и выберем марку трансформатора.

Мощность трансформатора собственных нужд зависит от количества и мощности его потребителей.

На подстанции к потребителям собственных нужд относятся: обогрев шкафов КРУН, освещение подстанции, подогрев приводов разъединителей, отделителей и короткозамыкателей и другие устройства.

Состав потребителей собственных нужд представлен в таблице 6.1; взято из однолинейной схемы и данных “Службы подстанций” ДОАО “Костромаэнерго”.

Для определения мощности трансформаторов собственных нужд необходимо определить суммарную мощность потребителей собственных нужд.

Определим суммарную мощность потребителей:

Sсн =78+43,8+5+3+6,5+9+23+36+9,4+9+12+10,6 = 245,9 кВА

Так как на подстанции установлено два трансформатора собственных нужд, то их мощность определяем из условия:

Sтсн ³ 0.5 Sсн Sтсн > 123 кВА

Выбираем два трансформатора марки ТМ-160/10 мощностью 160 кВА,

Uвн=10кВ Uнн=0,4кВ DPх=0,82 кВт DPк=3,7 кВт [11]

6.1.4 Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения также являются источниками оперативного тока. К их потребителям относятся системы релейной защиты, измерительные приборы и устройства контроля изоляции.

Таблица 6.1.

Расчетная таблица потребителей собственных нужд.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5