Проектирование районной электрической сети (стр. 4 из 7)

Выбор мощности и числа трансформаторов

Выбор трансформаторов производится по расчётной мощности для каждого из узлов. Поскольку на каждой ПС мы имеем потребителей по крайней мере 2 категории, то на всех ПС необходима установка 2 трансформаторов.

Расчётная мощность для выбора трансформатора определяется по формуле

,(3.9)

где

- средняя зимняя активная мощность;

- число трансформаторов на ПС, в нашем случае ;

- оптимальный коэффициент загрузки трансформаторов (для двухтрансформаторной ПС =0,7).

Далее мы принимаем трансформаторы номинальной мощностью, наиболее близкой к расчетной.

Последним этапом проверки трансформаторов является проверка на послеаварийную загрузку.

Эта проверка модулирует ситуацию переноса нагрузки двух трансформаторов на один. При этом послеаварийный коэффициент загрузки должен отвечать следующему условию

,(3.10)

где

– послеаварийный коэффициент загрузки трансформатора.

Рассмотрим для примера выбор и проверку трансформатора на ПС 2

МВА

Принимаем трансформаторы ТРДН 25000/110.

Далее проверяем их на коэффициент загрузки в послеаварийном режиме.

Аналогично выбираются трансформаторы на все ПС. Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Силовые трансформаторы выбранные для проектируемой сети.

ПС(№ узла ВН)	Тип силового трансформатора
А (1)	ТДН-16000/110
Б (2)	ТРДН-25000/110
В (3)	ТРДН-25000/110
Г (4)	ТДН-40000/110

Выбор оптимальных схем РУ на ПС.

Схемы РУ высшего напряжения.

Через большее число ПС осуществляется транзит мощности, поэтому оптимальным вариантом для них является схема мостик с выключателями в цепях трансформаторов, с неавтоматической ремонтной перемычкой со стороны линии.

Схемы РУ ВН определяются положением ПС в сети, напряжением сети, числом присоединений. Различают следующие типы подстанций по признаку их положения в сети высшего напряжения: узловые, проходные, ответвительные и концевые. Узловые и проходные подстанции являются транзитными, поскольку мощность, передаваемая по линии, проходит через сборные шины этих подстанций.

В данном курсовом проекте на всех транзитных ПС применена схема «Мостик с выключателем в цепях линий», для обеспечения набольшей надёжности транзитных перетоков. Для тупиковой ПС, питающейся по двухцепной ВЛ, применена схема «два блока линия-трансформатор» с обязательным применением АВР по стороне НН. Данные схемы отражены на первом листе графической части.

4. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Цель данного раздела уже вынесена в его заголовок. Однако следует отметить, что критерием сравнения вариантов в этом разделе будет их экономическая привлекательность. Это сравнение будет произведено по приведённым затратам для отличающихся частей схем проектов.

4.1 Алгоритм расчёта приведённых затрат

Приведённые затраты определяются по формуле (4.1)

,(4.1)

где Е – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, Е=0,1;

К – капитальные вложения, необходимые для сооружения сети;

И – ежегодные эксплуатационные расходы.

Капитальные вложения на строительство сети складываются из капитальных вложений в воздушные линии и в ПС

, (4.2)

где К_ВЛ – капитальные вложения на сооружение линий;

К_ПС– капитальные вложения на сооружение подстанций.

Исходя из параметров сравнения, видно что для данного конкретного случая необходимо будет учитывать капиталовложения в строительство ВЛЭП.

Капитальные вложения при сооружении линий состоят из затрат на изыскательские работы и подготовку трассы, затрат на приобретение опор, проводов, изоляторов и прочего оборудования, на их транспортировку, монтажные и другие работы и определяются по формуле (4.3)

, (4.3)

где

– удельная стоимость сооружения одного километра линии.

Капитальные затраты при сооружении подстанций состоят из затрат на подготовку территории, приобретение трансформаторов, выключателей и прочего оборудования, затрат на монтажные работы и т. д.

,(4.4)

где

- капитальные затраты на сооружение ОРУ;

- капитальные затраты на покупку и монтаж трансформаторов;

- постоянная часть затрат на ПС в зависимости от типа ОРУ и U_ном;

- капитальные затраты на покупку и монтаж КУ.

Капитальные вложения определяются по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети. Суммарные капитальные вложения приводятся к текущему году с помощью коэффициента инфляции относительно цен 1991 года. По сравнении реальной стоимости ВЛ сегодня, коэффициент инфляции по ВЛ в данном КП k_инфВЛ= 250, а для элементов ПС k_инфВЛ= 200.

Вторым важным технико-экономическим показателем являются эксплуатационные расходы (издержки), необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течение одного года:

, (4.5)

где

- расходы на текущий ремонт и эксплуатацию, включая профилактические осмотры и испытания, определяются по (4.6)

- Издержки на амортизацию за рассматриваемый период службы (Т_сл=20 лет), формула (4.7)

- Стоимость потерь электроэнергии, определяется по формуле (4.8)

, (4.6)

где

– нормы ежегодных отчислений на ремонт и эксплуатацию ВЛ и ПС ( = 0.008; = 0.049).

Издержки на амортизацию

, (4.7)

где

- рассматриваемый срок службы оборудования (20 лет)

Стоимость потерь электроэнергии

, (4.8)

где

- потери электроэнергии, кВт•ч;

С₀ – стоимость потерь 1 МВт•ч электроэнергии. (В задании на КП эта величина равна С₀=1.25 руб./кВт∙ч.

Потери электроэнергии определяются по потокам эффективных мощностей и включают в себя потери в ВЛЭП, трансформаторах и КУ для зимнего и летнего времени года.

, (4.9)

где

- потери электроэнергии в ВЛЭП

- потери электроэнергии в трансформаторах

- потери электроэнергии в компенсирующих устройствах

Потери электроэнергии в ВЛЭП определяются следующим образом

, (4.10)

где

, – поток эффективной активной зимней и летней мощности по линии, МВт;

, - поток эффективной реактивной зимней и летней мощности по линии; МВАр;