Проектирование электрической части районной подстанции

Окончательный вариант будет принят после ТЭР двух вариантов исполнения нашей схемы.

2.  Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений с ТЭР.

2.1 Выбор схемы присоединений.

В зависимости от числа присоединений и номинального напряжения выбираем схему:

 - на стороне 110 кВ принимаем схему: Одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционными и обходными выключателями ([5],стр.148);

 - на 35 кВ – одна секционированная система шин ([5], стр.148);

- на 6 кВ – одна секционированная система шин ([5], стр.148).

2.2 Технико-экономический расчёт.

      В настоящее время ведут расчет по минимуму приведенных  затрат З, тыс.руб.год, которые определяются из выражения:

                                      (2.2.1)

где   р - нормативный коэффициент эффективности, 1/год, принимаемый в расчетах 0.12;

         К - капиталовложения, тыс. руб.;

         И - годовые издержки, тыс. руб. год.

Капиталовложения определяются по упрощенным показателям стоимости оборудования и аппаратов. Результат расчетов капиталовложений приводятся в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:

                                                                               (2.2.2)                                                  

где     И_а = а*К  - амортизационные отчисления;

где  а  - норма амортизационных отчислений, для силового оборудования равна  6,4% ;

первый вариант:  тыс.руб.

второй вариант:   тыс.руб.

        И_о = b*К  - издержки на обслуживание электроустановки;

                  b  - норма отчислений на обслуживание, равна 3% ;

             первый вариант: : тыс.руб

             второй вариант: :  тыс.руб

        И_п = ß*Wп - издержки, обусловленные потерями энергии в проектируемой установке;

        ß - удельные затраты на возмещение потерь, принимаются равными 0,8  у.е./МВт*ч;

                W_п  - годовые потери энергии, кВтч/год; 

для трехобмоточного   трансформатора:                 

                                                           (2.2.3)

   где  n - количество трансформаторов;

         Р_хх - потери холостого хода, кВт;

       τ - время максимальных потерь, ч;

      Р_к- потери короткого замыкания, кВт;

       S_м- максимальная мощность каждой фазы, МВ∙А;

       S_нт- номинальная мощность трансформатора, МВ∙А.

                                                                   (2.2.4)

         где Т_м - продолжительность использования максимальной нагрузки,

                   Т_м = 6000 ч.;

Так как в каталожных данных для трансформатора приведены величины потерь короткого замыкания только для пары обмоток высшего и низшего напряжения , то при одинаковой мощности всех обмоток принимают:

,   кВт                       (2.2.5)

И_п = 0,8∙1860 = 1488 тыс. руб.

Суммарные годовые издержки:

                  Для первого варианта:

И=12389+5807+1488=19684 тыс. руб.

        Для второго варианта:

И=9696+4545+1488=15729 тыс. руб.

          Приведённые затраты составляют:

Для первого варианта:

З=0,12∙193570+19684 = 42912 тыс. руб.

Для второго варианта:

З=0,12∙151495+15729 = 33908 тыс. руб.

          Вывод: в результате технико-экономического расчета выяснилось, что вариант с 3-мя двуцепными линиями оказался дешевле, поэтому к установке принимаем второй вариант, в котором энергия с ТЭЦ передается по 3-м двуцепным линиям с проводами АС-240/32.

3. Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции

      Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они питаются от сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.  На двух трансформаторных  подстанциях  35-750 кВ устанавливаются два ТСН, мощность которых выбирается в  соответствии с нагрузкой, с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов.  Состав потребителей собственных нужд сводим в табл.3.1.

Таблица 3.1  Собственные нужды подстанции

Определим расчетную мощность собственных нужд:

                (3.1)

При наличии двух трансформаторов СН аварийная перегрузка одного возможна на 40%, следовательно, расчётная мощность ТСН:

,                                                          (3.2)       

  кВА,

К установке принимаем 2 трансформатора 2хТМ-160/10

4.  Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов К.З. производится для выбора и проверки электрооборудования, а также параметров электрических аппаратов релейной защиты. Точки короткого замыкания выбираем в таких местах системы, чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.

Составляем расчетную схему проектируемой подстанции. В схему замещения все элементы (система, трансформатор, линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Схема замещения представлена на рис. 4.1.

Рисунок 4.1  Схема замещения проектируемой подстанции

За базисную мощность принимаем мощность равную S_б =1300 МВА. За базисное напряжение принимаем напряжения равные средним  номинальным напряжениям сети, которые равны: U_б1 =115 кВ , U_б2 = 38.5 кВ, U_б3 = 6.3 кВ.  Принятые базисные напряжения вытекают  из точек КЗ, которые намечаются в расчетной схеме.  

Базисные токи определяются по формуле:

                                            (4.1)

где   S_б - базисная мощность, МВА;

         U_б - базисное напряжение, кВ.

Определяем сопротивления элементов схемы замещения.

Т. к. S_кз = 1300 МВА, то

Сопротивление трансформаторов определяем по выражению:

                                        (4.2)                  

где U_к - напряжение короткого замыкания, %;     

       S_н – номинальная мощность трансформатора, МВА.

Для трёх обмоточных трансформаторов находим напряжения КЗ на каждой стороне:

,                                                       (4.3)

                                             (4.4)

,                                                         (4.5)

Сопротивления обмоток трансформатора:

Сопротивление трансформаторов, подключенных к генераторам:

Сопротивление линий определяется по выражению:

                                                                                                  (4.6)               

где  xo - удельное сопротивление l км линии, xo=0,4 Ом/км;

        l - протяженность линии, км.

Тогда

Рассчитаем сопротивление и ЭДС генераторов по формулам:

где   S_б, S_ном – базисная мощность и номинальная мощность генератора, МВА;

        U_б, U_ном-базисное напряжение и номинальное напряжение генератора кВ.

 ЭДС генератора определяется по формуле:

         ,                         (4.7)

где   – напряжение системы;     

        - активная и реактивная мощность генератора в о.е. В нашем     случае  ,

         - суммарное сопротивление от генератора до точки КЗ

Рассчитаем ток короткого замыкания на стороне высокого напряжения трансформатора (точке К1). Для этого преобразуем нашу схему замещения до вида:

                  Рисунок 4.2 Преобразованная схема замещения

Преобразование ведем методом эквивалентирования. Окончательно преобразованная схема имеет вид:

          Рисунок 4.3 Окончательно преобразованная схема замещения

Ток короткого замыкания находим по формуле:

                                                     (4.8)

где   – результирующие ЭДС и сопротивление системы