Материал: Система электроснабжения сельскохозяйственного района Нечерноземной зоны

Суммарная нагрузка на шинах 10 кВ:  кВт.

.2 Построение графиков нагрузок районной подстанции.

Используя типовые графики нагрузок из [3] и приняв P_p. за 100% типового графика, строим суточные графики нагрузок для зимнего и летнего периодов и годовой график нагрузки.

Значение для каждой ступени мощности суточного графика нагрузок находим из выражения:

, кВт, (2.6)

где  - ордината соответствующей ступени типового графика, %.

Результаты расчета представлены в таблице 2.2.1 для летнего и зимнего суточных графиков соответственно.

Таблица 2.2.1

Результаты расчета нагрузок для суточных графиков

Летний период

Зимний период

Р_i, кВт

Р_i, кВт

1

3889,5

4667,4

2

3889,5

4667,4

3

4278,45

4667,4

4

3889,5

4667,4

5

4667,4

5056,35

6

5445,3

5445,3

7

6223,2

5834,25

8

6223,2

7001,1

9

7001,1

7390,05

10

7779

7390,05

11

7390,05

7001,1

12

7390,05

6612,15

13

7001,1

6612,15

14

7001,1

6612,15

15

7390,05

6612,15

16

7390,05

7001,1

17

7390,05

7001,1

18

7390,05

7779

T, ч

Летний период

Зимний период

Рi, кВт

Рi, кВт

19

6612,15

7390,05

20

6223,2

7001,1

21

5834,25

6612,15

22

5834,25

5445,3

23

5056,35

5445,3

24

4667,4

4667,4

По данным таблицы 2. построены суточные графики нагрузок для летнего и зимнего периода (рисунок 2.1) и (рисунок 2.2).

Рисунок 2.1 - Суточный график нагрузок для летнего периода

Рисунок 2.2 - Суточный график нагрузок для зимнего периода

Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основании суточного графика. Если предположить, что сельские потребители в среднем в течение года работают 200 дней по зимнему графику и 165 дней по летнему, то продолжительность действия нагрузок определяется по формуле [4]:

, (2.6)

где  и  - продолжительность действия нагрузки i-ой ступени для летнего и зимнего графиков соответственно.

Результаты расчётов сведены в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2

Результаты расчетов продолжительности действий нагрузки i-ой ступени для летнего и зимнего графиков соответственно

Ступень графика	Мощность ступени Рi, кВт	Продолжительность действия нагрузки ti, ч
Р1	7779	365
Р2	7390	1790
Р3	7001	1495
Р4	6612	1165
Р5	5834	530
Р6	5445	765
Р7	5056	365
Р8	4667	1330
Р9	6223	495
Р10	4278	165
Р11	3889	495

Годовой график нагрузки представлен на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Годовой график нагрузки

.3 Расчёт основных технико-экономических показателей на основании графиков нагрузок

Потребляемая электроэнергия за год:

, МВт∙ч, (2.7)

где P_i - мощность i-ой ступени графика, МВт;

t_i - продолжительность ступени, ч.

 = 7,77·365+7,39·1790+7·1495+6,61·1165+5,83·530+5,44·765+5·365+

+4,66·1130+6,22·495+4,27·165+3,88·495 = 54276,15 (МВт·ч).

Средняя нагрузка подстанции за год:

, МВт∙ч (2.8)

 (МВт)

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

, ч, (2.9)

 (ч).

Время наибольших потерь:

, ч, (2.10)

 (ч).

.3 Определение расчётной мощности подстанции

При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые обычно присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (К₁₀ = 1,25). Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается в пределах 0,5% от мощности ПС. Расчетную мощность подстанции определим по формуле:

S_{расч.п/с} = (S_расч+0,005×S_расч.)×К_10, (2.11)

где S_расч. = Р_рΣ /cosj - расчетная мощность нагрузки подстанции, кВ×А.

Подставляя численные значения в (2.11), получаем:

S_{расч.п/с} = ((7779/0,83)+0,005×(7779/0,83)) ×1,25 = 11761,8 (кВ∙А).

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 110/10 кВ

Среди потребителей присутствуют электроприемники 1 и 2 категории надежности. Согласно ПУЭ, электроприёмники первой категории должны иметь электроснабжение от двух независимых взаиморезервируемых источников питания, поэтому выбираем к установке два трансформатора.

Для двухтрансформаторной подстанции рекомендуется установка трансформаторов одинаковой мощности; мощность трансформаторов определяется исходя из расчетной мощности подстанции и коэффициента загрузки:

, кВ∙А. (3.1)

где N - число трансформаторов;

К_З - коэффициент загрузки (К_З = 0,7).

 (кВ∙А).

Рассмотрим несколько возможных к установке вариантов трансформаторов:

вариант - 2х ТМН-6300/110/10;

вариант - 2х ТДН-10000/110/10;

вариант - 2х ТДН-16000/110/10.

Коэффициент загрузки трансформаторов в часы максимума нагрузки определим по формуле:

, (3.2)

Подставляя численные значения в (3.2) получаем  = 0,93,  = 0,58,

Для всех рассматриваемых вариантов систематическая перегрузка при нормальном режиме работы отсутствует.

Проверим трансформаторы на возможность работы в аварийном режиме.

Допустимый коэффициент аварийной перегрузки находим по [5] исходя от h = 24 ч при средней температуре охлаждающей среды за время действия графика q_охл = -10,80 ⁰С: для варианта 1 - К_ав.доп. = 1,5; для вариантов 2,3 - К_ав.доп. = 1,5.

Коэффициенты аварийной перегрузки определяются по формуле:

 (3.3)

Подставляя численные значения в (3.3) получаем следующие соотношения расчетных и допустимых коэффицентов аварийной перегрузки для рассматриваемых вариантов:

;

;

.

Вариант 1 по условию аварийной перегрузки не проходит.

Выполним технико-экономическое сравнение вариантов 2 и 3.

Технико-экономического сравнение вариантов производится по приведённым затратам. Приведённые затраты определяем по формуле

З_Σ = (Е+Н_а)·К+И_ΔW+И_ОБСЛ., тыс.руб./год, (3.4)

где Е - нормативный коэффициент экономической эффективности (Е = 0,160), год;

К - полные капитальные затраты с учетом стоимости оборудования и монтажных работ, тыс. руб.;

И_ΔW - стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб./год;

Н_а - норма амортизационных отчислений (Н_а = 0,035), год;

И_ОБСЛ. - затраты на обслуживание тыс. руб.

Капитальные затраты рассчитываем по формуле:

К = Ц_о ( 1 + σ_т + σ_с + σ_м), тыс.руб., (3.5)

где Ц_о - оптовая цена оборудования, тыс. руб;

σ_т - коэффициент, учитывающий транспортно - заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

σ_т = 0,005,

σ_с - коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы (σ_с = 0,020);

σ_м - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования, σ_м = 0,100.

По (3.5) определяем капитальные затраты для варианта 2:

К₍₂₎ = 10000,000 (1 + 0,005+0,020+0,100) = 11250,000 (тыс. руб.).

Потери в трансформаторах, при раздельной работе, рассчитываем по формуле:

И_ΔW.тр. = С₀·(N_тр·∆Р_хх·Т_г + к_з²·∆Р_кз·τ_n∙ N_тр ), тыс. руб./год, (3.6)

где Т_г - годовое время работы трансформатора в зависимости от мощности, ч;

С₀ - стоимость электроэнергии, кВт×ч (тариф на электроэнергию для населения Вологодской области, проживающего в сельских населенных пунктах С₀ = 2,68 руб./кВт×ч);

N_тр - количество трансформаторов, шт.;

к_з - коэффициент загрузки;

∆P_ХХ - потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, кВт;

∆P_КЗ - потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания, кВт;

t - время максимальных потерь, ч.

По (3.6) определяем потери в трансформаторе для варианта 2:

И_ΔWтр.(2) = 2,850 (2·18,000·8760 + 0,490² ·60·5840,049∙2) =

= 1378,327 (тыс. руб).

Затраты на обслуживание и ремонт рассчитываем по формуле:

И_обсл = (Н_обсл + Н_рем)∙К_н, тыс. руб/год, (3.8)

где К_н - капитальные вложения в новое оборудование, тыс. руб;

Н_обсл, Н_рем - нормы отчислений на ремонт и обслуживание, %

(Н_обсл = 0,010, Н_рем = 0,029).

По (3.8) определяем затраты на обслуживание и ремонт для варианта 2:

И_обсл(2) = (0,010 +0,029)∙ 11250,000 = 438,750 тыс. руб./год.

По (3.4) определяем приведенные затраты для варианта 2:

З_Σ(2) = (0,035+0,160)∙ 11250+1378,327+438,750 = 4010,827, тыс. руб./год.

Для варианта 3 расчет ведется аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

Технико-экономическое сравнение вариантов КТП

Параметр	Размерность	вариант 2	вариант 3
		2х ТДН-10000/110	2х ТДН-16000/110
КЗ	-	0,490	0,310
DРХХ	кВт	18,000	21,000
DРКЗ	кВт	60,000	90,000
N∙Рхх∙Т	кВтÌч	315360,000	367920,000
N∙Ркз∙кз2∙t	кВтÌч	168263,489	101021,166
ΔW	кВтÌч	483623,489	468941,166
ИΔW.тр	тыс. руб.	1378,327	1336,482
К	тыс. руб.	11250	18000
Иобсл.тр	тыс. руб.	438,750	702
ЗΣ	тыс. руб.	4010,827	5548,482