Электроснабжение механического завода местной промышленности (стр. 9 из 29)
Трансформатор находится на границе зоны систематической перегрузки (К2<1,5), но с учетом погрешности вычислений и возможности отключения потребителей III категории в летнее время при больших температурах окружающей среды в аварийном режиме, принимают трансформатор ТРДНС – 25000/35.
Расчетная стоимость трехфазного трансформатора 35 кВ мощностью SНОМ = 25 МВА, равна
[8].С учетом найденного ранее коэффициента пересчета
на цены 2002 года, получают, что капиталовложения в трансформатор по формуле (1.1.7) составят: 
Затем находят КВ35. На данном этапе проектирования выбор высоковольтных выключателей может быть осуществлен лишь по двум параметрам:
. Учитывая это обстоятельство, выбирают воздушный выключатель усиленного типа ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 [6].(
).Его стоимость равна
С учетом найденного ранее коэффициента пересчета
, современная стоимость высоковольтного воздушного выключателя ВВУ-35Б-40/2000ХЛ1 по формуле (1.1.7), равна: 
Определяют КР35. Выбор разъединителей также осуществляют по номинальному напряжению и току:
, как и в предыдущем случае. Выбирают разъединитель наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами РНД(З)-35/1000У1 [20].(
).Его стоимость равна
С учетом найденного ранее коэффициента пересчета
, современная стоимость высоковольтного разъединителя РНД(З)-35/1000У1 по формуле (1.1.7), равна: 
Таким образом, капиталовложения в оборудование подстанции 35 кВ КОБ35 по формуле (2.9.15), равны:
Далее переходят к нахождению стоимости потерь энергии. Стоимость потерь энергии для линии и для оборудования (трансформатора) рассчитывается отдельно.
Стоимость потерь энергии для линий определяется по выражению (1.1.8), руб/год,
здесь I — максимальный ток в линии, А. Потери энергии будем для простоты определять без учета ежегодного роста нагрузки. Для линии 35 кВ
, а для линии 110 кВ - 
R —активное сопротивление линий, Ом. Для линии 35 кВ
, для линии 110 кВ 
.t — время максимальных потерь, ч/год [определяется по заданному числу часов использования максимума Тмакс (см. 8, рис. 6.1)]. Для коксохимического завода , как уже отмечалось ранее,
[10]. Используя указанную зависимость 
для любых значений 
находят, что 
.сЭ — стоимость 1 кВт×ч потерь энергии по замыкающим затратам, руб/(кВт×ч). Величина сЭ в общем случае зависит от t .
Согласно основным методическим положениям технико-экономических расчетов в энергетике стоимость потерь энергии по замыкающим затратам принята равной средней в энергосистеме себестоимости электроэнергии, отпущенной с шин новых конденсационных электростанций.
На современном этапе принимают
.Итак, стоимость потерь энергии для линии 35 кВ по формуле (1.1.8):
.Стоимость потерь энергии для линии 110 кВ по формуле (1.1.8):
.Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов определяется по выражению (1.1.10), руб/год,
здесь n — число трансформаторов в группе. В данном случае для обоих вариантов напряжения n = 2.
DPX и DPK — номинальные (табличные) потери холостого хода и короткого замыкания, кВт. Для ТРДНС-25000/35: DPХ = 25 кВт; DPК = 115 кВт; для ТРДН-25000/110: DPХ = 27 кВт; DPК = 120 кВт.
cЭх и cЭк — стоимость 1 кВт×ч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно. Принимают cЭх = cЭк = 50 коп./кВт×ч.
Т — время работы трансформаторов, ч/год (при его работе круглый год Т = 8760 ч). В рассматриваемом случае,
.Sn — фактическая мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, МВ×А.
Итак, стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДНС-25000/35 по формуле (1.1.10), равна:
Стоимость потерь энергии двух параллельно включенных трансформаторов ТРДН-25000/110 по формуле (1.1.10), равна:
Таким образом, все необходимое для расчета приведенных затрат обоих вариантов строительства найдено.
Суммирование производится по элементам системы (линиям, трансформаторам и т. д.). Вариант считается оптимальным, если приведенные затраты минимальны. Если какая-либо составляющая этих затрат входит во все сравниваемые варианты (величина постоянная), она может не учитываться, так как на выбор варианта не влияет.
Далее определяют приведенные затраты по элементам с использованием формулы (1.1.1), но без учета ущерба:
· приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 35 кВ:
· приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП на 110 кВ:
· приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 35 кВ:
· приведенные затраты для варианта строительства подстанции на 110 кВ:
В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 35 кВ, равны:
(2.9.17)В результате, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на 110 кВ, равны:
(2.9.18)Таким образом, суммарные приведенные затраты для варианта строительства ВЛЭП и подстанции на напряжение 35 кВ больше, чем на 110 кВ . В таких случаях, с учетом всех допущений (введение коэффициента перегрузки К = 1,45 и выбор трансформатора ТРДНС – для собственных нужд электростанций) для варианта на напряжение 35 кВ, за рациональное напряжение питания выбирают более высокое напряжение. То есть, для рассмотренного случая, им будет являться напряжение 110 кВ.
Выбор схем распределительных устройств высшего напряжения с учетом надежности
Схемы электрических соединений на стороне высшего напряжения подстанций желательно выполнять наиболее простыми. Учитывая расстояние до системы, уровень надежности потребителей, вид схемы питания и влияние окружающей среды, выбирают следующие две схемы РУ ВН.
а) б)
Рис. 9. Однолинейные схемы электрических соединений главных понизительных подстанций с двумя трансформаторами: а) - без выключателей на стороне высшего напряжения; б) - с выключателями.
Выбор схемы РУ ВН неоднозначен, поскольку с одной стороны установка выключателей на стороне высшего напряжения в связи с дороговизной кажется экономически необоснованной, но с другой стороны применение их в электроснабжении промышленных предприятий приводит к снижению экономических потерь во много раз при авариях и перерывах электроснабжения. Так как в схеме с выключателем время восстановления напряжения значительно ниже, то происходят меньшие нарушения технологического процесса, а так же предотвращается развитие аварий технологических установок. Особенно это важно в нефтеперерабатывающей и химической промышленности, т. к. перерывы в электроснабжении могут привести к значительному экономическому ущербу в технологии.