Контрольная работа: Основы проектирования и эксплуатации систем электроснабжения

условие выполняется;

условие выполняется.

· Выбор отделителя

Выбираем отделитель марки ОД(З)-2-35/630 [3, с.192] с номинальным напряжением . Расшифровка: отделитель, двухколонковый с двумя заземляющими ножами. Проверим выбранный аппарат согласно условиям (1.6) и (1.7):

условие выполняется;

условие выполняется.

· Выбор трансформатора тока

Выбираем трансформатор тока марки ТФЗМ-35М-У1 [3, с.204] с параметрами и А. Проверим выбранный аппарат согласно условиям (1.6) и (1.7):

условие выполняется;

условие выполняется.

· Выбор разрядника

Выбираем разрядник марки РВС-35 [3, с.224] с номинальным напряжением . Проверим выбранный аппарат согласно условию (1.6):

условие выполняется.

1.3 Выбор трансформаторов ГПП

Количество трансформаторов устанавливается в зависимости от категории потребителей объекта по надежности электроснабжения. Понизительные подстанции выполняются с числом трансформаторов не более двух. Для потребителей третьей и частично второй категории возможно рассмотрение варианта установки одного трансформатора при наличии резервного питания от соседней трансформаторной подстанции.

По конструктивному исполнению (количеству обмоток) следует принимать двухобмоточные трансформаторы. Если мощность выбранного трансформатора более 25 МВ•А, то необходимо принимать трансформаторы с расщепленными обмотками по низшей стороне с целью ограничения токов короткого замыкания.

При расчете мощности трансформаторов, как правило, определяющим условием является не экономический критерий, а нагрузочная способность, и мощность трансформаторов следует выбирать по допустимой нагрузке [1, с.18].

Допускается упрощенный выбор трансформаторов, в котором при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого из двух устанавливаемых трансформаторов выбирается по следующему условию:

(1.8)

где максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме, МВ•А;

допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов;

коэффициент участия в нагрузке потребителей первой и второй категорий;

- число трансформаторов на подстанции.

Наряду с определением допустимых аварийных перегрузок разрешается для трансформаторов перегрузка 1,4 номинальной мощности трансформатора не более 5 суток подряд на время максимума нагрузки с общей продолжительностью не более 6 часов в сутки [4, с.83].

Рекомендуется принимать коэффициенты загрузки трансформаторов [5]:

- при преобладании потребителей 1 категории для двухтрансформаторных подстанций = 0,65 - 0,7;

- при преобладании потребителей 2 категории для однотрансформаторных подстанций в случае взаимного резервирования трансформаторов на низшем напряжении = 0,7 - 0,8;

- при преобладании потребителей 2 категории и наличии централизованного резерва трансформаторов и при потребителях 3 категории = 0,9 - 0,95.

Расчет для U_1ном=110 кВ

,

Выбираем ближайший больший по мощности трансформатор ТМН-6300/110 [3, c. 54] с параметрами, представленными в таблице №6. Расшифровка: трехфазный двухобмоточный трансформатор с естественной циркуляцией воздуха и масла, наличие устройства РПН.

Таблица №6 Технические данные трансформатора ТМН-6300/110

Расчет для U_2ном=35 кВ

,

Выбираем ближайший больший по мощности трансформатор ТМН-6300/35 [3, c. 53] с параметрами, представленными в таблице №7.

Таблица №7 Технические данные трансформатора ТМН-6300/35

2. Расчет капиталовложений в схему электроснабжения

Оценка затрат каждого варианта схемы производится на основе укрупненных показателей стоимости строительства для элементов электрических сетей и подстанции. Эти показатели включают в себя стоимость питающих воздушных линий электропередачи, силовых трансформаторов подстанции, а также основного оборудования ОРУ

(2.1)

2.1 Стоимость линий электропередачи

Для расчета стоимости ВЛЭП необходимо заранее определить основные условия строительства: номинальное напряжение и длину линии, марку и сечение провода, количество цепей и материал опор, район по гололеду.

С учетом этого размер капитальных вложений в линии электропередачи можно определить по следующей формуле:

(2.2)

где удельная стоимость сооружения ВЛ; длина линии, км; укрупненный территориальный коэффициент к стоимости строительства по таблице №8.

Таблица №8 Значение коэффициента

Согласно таблице №8 для Сибири укрупненный территориальный коэффициент равен .

Расчет для U_1ном=110 кВ

По формуле (2.2) определим размер капитальных вложений в линии электропередач:

,

где удельная стоимость сооружения двухцепной ВЛ 110 кВ [6].

,

,

Расчет для U_2ном=35 кВ

По формуле (2.2) определим размер капитальных вложений в линии электропередач:

,

где удельная стоимость сооружения двухцепной ВЛ 35 кВ [6].

,

,

2.2 Стоимость подстанции

Стоимость строительства рассчитывается как сумма стоимости основных элементов схемы: трансформаторов и основного коммутационного электрооборудования ОРУ:

(2.3)

где стоимость силовых трансформаторов ГПП, руб; суммарная стоимость коммутационного оборудования ОРУ, руб.

Расчет для U_1ном=110 кВ

Стоимость силового трансформатор ТМН-6300/110 равна 7 900 тыс. руб. [7]

В суммарную стоимость коммутационного оборудования ОРУ входит:

· Разъединитель РНД(З)-110/630Т1 - 216 тыс. руб. за 1 шт. [8];

· Отделитель ОД-110/1000У1 - 54 тыс. руб. за 1 шт.;

· Трансформатор тока ТФЗМ 110Б-400/5-У1 -276 тыс. руб. за 1 шт.;

· Разрядник РВС-110 - 58,5 тыс.руб. за 3 шт. [9];

· Заземлитель ЗОН-110М(У)(Т)-1(11)У1 90 тыс.руб за 1 шт.

тыс. руб.

Суммарные капиталовложения рассчитаем по формуле (2.1):

тыс. руб.

Расчет для U_2ном=35 кВ

Стоимость силового трансформатор ТМН-6300/35 равна 3 580 тыс. руб. [7]

В суммарную стоимость коммутационного оборудования ОРУ входит:

· Разъединитель РНД(З)-35/1000У1 -120 тыс. руб. за 1 шт. [8];

· Короткозамыкатель ОД(З)-2-35/630 - 54 тыс. руб. за 1 шт.;

· Трансформатор тока ТФЗМ 35М-У1 - 156 тыс. руб за 1 шт.;

· Разрядник РВС-35 - 21,6 тыс.руб. за 1 шт. [9].

тыс. руб.

Суммарные капиталовложения рассчитаем по формуле (2.1):

тыс. руб.

3. Расчет текущих издержек

Суммарные годовые эксплуатационные издержки в сети (за год) определяются по формуле

(3.1)

где суммарные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание, руб/год; суммарные издержки на покрытие потерь в элементах схемы электроснабжения, руб/год.

3.1 Эксплуатационные издержки на амортизация и обслуживание

Амортизационные издержки определяются по стоимости элементов схемы электроснабжения и годовым нормам отчисления.

Ежегодные нормы отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛЭП, а также силового электротехнического оборудования распределительного устройства вычисляются путем суммирования норм отчислений на отдельные составляющие издержек:

(3.2)

где - нормы отчислений на амортизацию, ремонт и обслуживание соответственно в таблице №9 и таблице №10.

Таблица №9 Отчисления на амортизацию для элементов системы электроснабжения

Таблица №10 Отчисления на ремонт и обслуживание для элементов системы

Суммарные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание определяются по ниже представленной формуле:

(3.3)

Расчет для U_1ном=110 кВ

Определим ежегодные нормы отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛЭП, а также силового электротехнического оборудования распределительного устройства.

Для ВЛЭП:

,

Для РУ:

,

Тогда суммарные эксплуатационные издержки для 110 кВ равны:

,

Расчет для U_2ном=35 кВ

Определим ежегодные нормы отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ВЛЭП, а также силового электротехнического оборудования распределительного устройства.

Для ВЛЭП:

,

Для РУ:

,

Тогда суммарные эксплуатационные издержки для 35 кВ равны:

,

3.2 Издержки на покрытие потерь электроэнергии

Для нагрузок с типовой формой графика нагрузок (время максимальных потерь) можно определить по формуле:

(3.4)

где число часов использования максимальной нагрузки по таблице №11.

Таблица №11 Значения

С использованием потери электроэнергии в линии электропередачи рассчитываются по следующей формуле:

(3.5)

где - расчетный ток линии, А; - сопротивление линии, Ом.

Сопротивление линии электропередачи необходимо рассчитывать с учетом количества параллельных линий электропередачи, а также числа цепей ВЛЭП.

Активные потери электроэнергии в трансформаторе определяются потерями мощности при холостом ходе (потери на нагревание стали, не зависящие от тока нагрузки) и потерями короткого замыкания (потери в меди при номинальной нагрузке трансформатора):

(3.6)

,

Потери электроэнергии в параллельно работающих трансформаторах:

(3.7)

Издержки на покрытие потерь электроэнергии:

(3.8)

Расчет для U_1ном=110 кВ

Двум сменам соответствует .

По формуле (3.4) определим время максимальных потерь:

,

Сопротивление линий распишем как:

(3.9)

где удельное, активное сопротивление линии [10].

Тогда с использованием потери электроэнергии в линии электропередачи будут равны

,

Рассчитаем активные потери электроэнергии в трансформаторе:

,

Потери электроэнергии в параллельно работающих трансформаторах:

,

Издержки на покрытие потерь электроэнергии:

,

Расчет для U_2ном=35 кВ

Двум сменам соответствует .

По формуле (3.4) определим время максимальных потерь:

,

Потери электроэнергии в линии электропередачи будут равны

,

Рассчитаем активные потери электроэнергии в трансформаторе: