Студопедия КАТЕГОРИИ: АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция |
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
Условия выбора: 1) ; 2) ; 3) . Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов) зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей и является технико-экономической задачей. В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов (автотрансформаторов). Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток. Мощность трансформатора в нормальных условиях должна обеспечить питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечение энергией потребителей I и II категорий в случае аварии с одним из трансформаторов и его отключения. Поэтому, если подстанция питает потребителей таких категорий, на ней должны быть установлены трансформаторы такой мощности, при которой обеспечивалось бы питание одним трансформатором потребителей I и II категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории. По указанному режиму работы трансформаторов его мощность может быть определена ориентировочно по выражению , где - наибольшая нагрузка подстанции, - коэффициент допустимой перегрузки, п - число трансформаторов на подстанции. Типы, мощности и число понижающих трансформаторов на подстанциях во всех вариантах одинаковы, так как не зависят от схемы сети 110 кВ [1, табл. 1.30]. Выбор трансформаторов показан в таблице 6. Таблица 6
Выбор понижающих трансформаторов
Выбор схем подстанций
Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций выполняется на стороне высшего напряжения и на стороне низшего напряжения подстанций, но схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети. Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек [1, рис. 1.3, табл. 1.45]. В табл. 7 показано определение ячеек выключателей 110 кВ для варианта 2 электрической сети рассматриваемого примера. При этом необходимо учитывать, что в узле 1, связанном с энергосистемой, РУ должно быть на порядок надежнее. Таблица 7
Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)
Определение числа ячеек выключателей 110 кВ для остальных сравниваемых вариантов выполнено аналогично. Выбор схем распределительных устройств на стороне низкого напряжения зависит от количества трансформаторов и их типа. Схемы распределительных устройств на стороне низкого напряжения для всех вариантов будут одинаковы.
Экономическое сопоставление вариантов развития сети Общие положения Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы, т.е. обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности должна учитываться величина ущерба народному хозяйству от вероятного нарушения электроснабжения. В этом случае подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле ,руб./ год, где - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике ); - соответственно капитальные вложения в линии и подстанции; - соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций и - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях; У – математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения. Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП. Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вложений и , где , - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [1, табл. 2. 1]. Учитывая существенную долю в приведенных затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тот факт, что почти во всех вариантах число, мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от схемы сети, учет подстанционных составляющих следует производить только при необходимости. Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле , где β0 - удельная стоимость потерь активной энергии [1, рис. 2.1]; - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок; τ - число часов максимальных потерь в году ; - суммарные потери холостого хода трансформаторов. Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению , где a - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [1, рис. 2.2]; - максимальная нагрузка потребителя; - коэффициент вынужденного простоя; - степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя, при частичном отключении), , где m - число последовательно, включенных элементов сети; - среднее время восстановления элемента i [1, табл. 2.31]; - параметр потока отказов элемента i [1, табл. 2.33]. Необходимо иметь в виду, что варианты схемы с разными номинальными напряжениями из-за различной стоимости аппаратуры и разных величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведенным затратам с учетом оборудования подстанций потребителей и потерь энергии в них. Это положение обязательно и для сравнения вариантов с разной надежностью питания потребителей. На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приведенными затратами. Варианты схем считаются экономически равноценными, если разница в приведенных затратах равна или менее 5%. В таком случае следует выбирать варианты схем: а) с более высоким напряжением; б) с более высокой надежностью электроснабжения; в) с более высокой оперативной гибкостью схемы (приспосабливаемостью к необходимым режимам работы сети); г) с меньшим расходом цветного металла на провода воздушных линий и с меньшим необходимым количеством электрической аппаратуры; д) с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых пунктов потребления электроэнергии.
Пример экономического сопоставления вариантов Подробно экономическое сопоставление рассмотрено при анализе подвариантов присоединения узла 3. Решение этого вопроса позволяет однозначно определить схему питания потребителей Ш категории в узле 3 для вариантов 1, 2 и 3. Подвариант апредполагает присоединение узла 3 к узлу 2 по двум линиям АС-70 с установкой на подстанции 3 двух трансформаторов ТДН-16000/110 (рис. 8.5, а),подвариант бпредусматривает питание потребителей узла 3 по одной линии АС-120 с установкой на подстанции 3 одного трансформатора ТРДН-25000/110 (рис. 8.5, б).
Подвариант а. Капитальные вложения в линии: ; где С - стоимость 1 км линии; - длина линии; п - число параллельных линий. Для АС-70 [1, табл. 2.22] при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду (в ценах 1985 г.) С = 16,5 тыс.руб./км, км, п = 2. Тогда: тыс.руб. Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и распредустройства (РУ) высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТДН-16000/110 [1, табл. 2.6] составляет 63 тыс.руб., стоимость ячейки выключателя 110 кВ - 35 тыс.руб. [1, табл. 2.3], тогда: тыс.руб., тыс.руб. Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [1, табл. 2.1] для линий составляют 2,8%, для подстанций 110 кВ - 9,4%, соответственно , . Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети: , где ; ; Ом/км [1, табл. 1.9]. Тогда: Ом; (ТДН – 16000/110) Ом [1, табл. 1.30]; Ом; Ом. Суммарные потери холостого хода трансформаторов: МВт. Потери мощности в максимальном режиме , ток определен при выборе сечений, кА, тогда: МВт. Число часов максимальных потерь ч. Удельная стоимость потерь электроэнергии β0 составляет 1,5 коп./кВт·ч [1, рис. 2.1], тыс.руб./МВт·ч. Издержки тыс.руб. Таким образом, приведенные затраты в подвариант а присоединения узла 3 составляют тыс.руб.
Подвариант б. Капиталовложения в линии: тыс.руб., Капиталовложения в подстанцию: тыс.руб., тыс.руб. Издержки на потери: Ом; Ом; Ом; МВт; МВт; тыс.руб. Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания ; при его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2), при полном отключении , удельный ущерб тыс.руб./кВт = тыс.руб./МВт [1, рис. 2.2], МВт. Параметры потока отказов линии отказ/год на 100 км, трансформатора отказ/год [1, табл. 2.33]. Среднее время восстановления [1, рис. 2.31] для линии лет/отказ, трансформатора лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора и лет/отказ при его отсутствии, тыс.руб. Приведенные затраты для подварианта б:
тыс.руб. Сопоставление приведенных затрат показывает, что подварианты а и бравноэкономичны (отличие менее 5%), поэтому предпочтние отдается подварианту а, обладающему большей надежностью электроснабжения потребителей. Таким образом, при технико-экономическом сопоставлении всех рассматриваемых вариантов питание потребителей узла 3 осуществляется по двум линиям АС-70 с установкой на подстанции двух трансформаторов ТДН-16000/110. Прежде чем переходить к анализу экономических характеристик по всем сравниваемым вариантам следует учесть, что во всех вариантах в узлах стоят одинаковые трансформаторы и поэтому нужно учесть только разное число выключателей. Число выключателей, которые следует учесть при сопоставлении вариантов показано в табл. 8. Таблица 8 Число ячеек выключателей по вариантам
При определении приведенных затрат следует учесть, что линия 1-2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются. Расчет экономических показателей варианта 2 сведен в табл. 9.
Таблица 9 Расчет экономических показателей линии (вариант 2)
Издержки на компенсацию потерь энергии в варианте 2 составляют тыс.руб. Поскольку в варианте 2 используется на шесть выключателей больше, чем в варианте 5 с минимальным числом выключателей следует учесть капиталовложения на эти выключатели: тыс.руб. Тогда суммарные капиталовложения в вариант 2 тыс.руб. Теперь затраты по варианту 2 определяются как
тыс.руб. Результаты расчета составляющих затрат и сопоставление вариантов приведены в табл. 10. Таблица 10 Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является 5-й вариант распределительной сети, следующий по экономичности после него вариант 2. Именно эти варианты рекомендуются для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии. Следует учитывать, что если при сопоставлении подвариантов а и б, наиболее экономичным выходит подвариант б, то в случае присоединения данных узлов в кольцо, получаем, что к узлу подходят две линии и целесообразнее в данном узле установить два трансформатора. В этом случае необходимо сравнивать варианты не только по числу ячеек выключателей, но и по трансформаторам (по типам и по количеству).
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2018-05-10; просмотров: 240. stydopedya.ru не претендует на авторское право материалов, которые вылажены, но предоставляет бесплатный доступ к ним. В случае нарушения авторского права или персональных данных напишите сюда... |