Следует отметить, что при напряжении 220кВ и выше однотрансформаторные подстанции, как правило, могут рассматриваться, как первая очередь подстанции с последующей установкой еще одного и более трансформаторов в соответствии с динамикой роста нагрузки.
При наличии на подстанции 35…220кВ нагрузки 1-ой категории и отсутствии других резервных источников питания должны устанавливаться 2-х трансформаторные подстанции. Систематические нагрузки трансформатора могут достигать более, чем 2-х кратного значения номинальной мощности трансформатора, но согласно ГОСТа 14209-85 допускается ее любое значение в интервале 1,3 < Н < 2,0 только после их согласования с заводом-изготовителем. Исходя из этого, можно ориентировочно определить номинальную мощность трансформатора
,
где Sм – наибольшая расчетная нагрузка трансформатора 5-го года эксплуатации на стороне ВН
При номинальной мощности автотрансформаторов (АТ) имеет некоторые особенности. На современных подстанциях 220кВ и более распространенным режимом работы АТ является комбинированный режим: ВН-НН и ВН-СН. В этом случае доступный режим ограничивается загрузкой последовательной обмотки.
,
где Рсн и Qсн - активные и реактивные мощности на стороне СН при максимальной нагрузке;
Рнн и Qнн - активная и реактивная мощности на стороне НН при максимальной нагрузке;
Квыг.= - коэффициент выгодности АТ.
Sтип. – типовая мощность АТ; Sтип.= Квыг. × Sном. Sтип.=Sпосл.
тогда,
По ГОСТ 14209-85 установлены максимально допустимые систематические нагрузки в зависимости от времени перегрузки tпер. и коэффициент начальной нагрузки К1 для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, МД мощностью до 100МВ×А включительно [3].
Номинальная мощность трансформатора определяется на основании ТЭС (технико-экономического сравнения ) двух вариантов.
Мощность трансформатора в первом варианте принимается равной
,
где 0,5 – коэффициент, устанавливающий целесообразность систематических перегрузок трансформаторов на 2-х трансформаторной подстанции в нормальном режиме.
Мощность автотрансформатора в первом варианте принимается равной
Во втором варианте мощность АТ-ра берется на ступень выше. Температуру охлаждающей среды Цохл. принимаем для данного климатического района равной эквивалентной (с точки зрения износа изоляции).
Эквивалентную температуру за любой промежуток времени (сутки, месяц, сезон, год) ГОСТ 14209-85 рекомендует определить по формуле [5]
,
где n ³12 – количество равных интервалов промежутка времени.
Т.к. мощность трансформаторов примерно в 1,6 раза больше (таков шаг) номинальных мощностей трансформаторов и время перегрузок, что позволяет перегружать трансформатор в большей мере. В первом варианте требуется определить ту часть нагрузки, которую необходимо отключать в аварийном режиме.
В зависимости от времени перегрузки tпер, температуры окружающей среды Qохл и коэффициента начальной нагрузки К1 определяется коэффициент аварийной перегрузки К2.
Экономическим критерием, по которому определяется наивыгоднейший вариант, является минимум расчетных затрат:
З = Рн × К + U + У ® min,
где Рн=0,12 – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для новой техники Рн=0,15);
К- капитальные затраты с учетом дополнительных расходов на транспорт, монтаж и др., тыс. руб.;
U- годовые издержки производства, тыс. руб.
U =,
где Ra=6,3% - норма амортизационных отчислений от кап. вложений для электротехнического оборудования и распределительных устройств всех классов напряжений;
Uпот – стоимость годовых потерь, тыс.руб.
Uпот = Сст × DЭст + См × DЭм ,
где DЭст и DЭм – годовые потери в стали и меди, кВт×час;
Сст и См – удельная стоимость потерянной энергии в стали и меди, руб/кВт×час;
У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.
Величины удельных стоимостей Сст и См для Европейской части России могут быть приняты:
Сст=0,011 руб/кВт×час, См=0,012 руб/кВт×час.
Для Сибири: Сст=0,006 руб/кВт×час, См=0,007 руб/кВт×час.
Для определения капитальных затрат для ТЭР вариантов с 2-мя трансформаторами разной мощности следует учитывать только стоимость трансформаторов
К=Ктр=a×Кзав.
a - коэффициент для пересчета заводской стоимости трансформаторов;
Кзав - коэффициент расчетной стоимости
Таблица 2 [6]
|
Параметр |
Значение параметра |
|||||||
|
Uном. ВН транс- форматора, кВ |
35 |
110 |
150 |
220 |
||||
|
Sном. МВ×А |
£16 |
>16 |
£32 |
>32 |
£63 |
>63 |
£160 |
>160 |
|
Коэффициент a |
2 |
1,6 |
1,7 |
1,5 |
1,5 |
1,35 |
1,4 |
1,3 |
При ТЭС вариантов установки одного трансформатора с вариантом установки 2-х трансформаторов необходимо в последнем случае учесть стоимость установки дополнительных (по сравнению с другими случаями) выключателей на ВН, СН, НН. При этом контрольные затраты на п/станцию составляет:
К=Ктр.+Квыкл.
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах и АТ определяются отдельно для стали и меди. Потери энергии в стали для трех фазных трансформаторов
DЭст. = n×Рх×х × 8760,
где n – количество параллельно работающих трансформаторов;
Рхх – потери холостого хода, кВт.
Потери энергии в меди 3-х фазных 2-х обмоточных трансформаторов
DЭм = ,
где Ркз – потери короткого замыкания. кВт;
Sн – номинальная мощность трансформатора, МВ×А;
Рi, ti – активная мощность и продолжительность ступени суточного графика, МВт и часов.
m – число суток работы трансформатора по рассматриваемому графику нагрузки. при неизменном расчетном графике нагрузки в течение года m=365 суток.
Потери в обмотках трех фазных трех обмоточных трансформаторов (при равенстве номинальных мощностей всех трех обмоток).
где Ркзвн=Ркзсн=Ркзнн=Ркз.
Профессор П.Г. Грудинский в [8] предложил упрощенный метод разделения потерь по обмоткам:
Ркзвн = 0,7Ркзвн-сн.; Ркзсн = 0,3Ркзвн-сн;; Ркзнн = 0,3bРкзвн-сн,
где b=
При расчете по вышеприведенным формулам необходимо принять
Sном. = Sнн.ном.
Ущерб “У” вызванный недоотпуском электроэнергии, определяется прежде всего математическим ожиданием длительности аварийного перерыва электро- снабжения в течение года.
Л=W×Тв, час/год,
где W – параметр потока отказов, 1/год;
Т – среднее время восстановления поле отказа, часов.
Таблица 3. Показатели надежности трансформаторов.
|
Uном. кВ |
W, 1/год |
Тв, ч. |
|
220 |
0,02 |
150 |
|
150 |
0,015 |
100 |
|
110 |
0,015 |
100 |
|
35 |
0,02 |
80 |
Ущерб от недоотпуска электроэнергии на однотрансформаторной подстанции определяется из выражения:
У=А×Рс× Уо=W×Тв ×Рс ×Уо тыс. руб.
где Рс=- среднегодовая нагрузка, МВт.
Э – энергия переданная через п/станцию за год МВ×ч.
Уо=0,6 руб/кВт×ч – среднее значение удельного ущерба от недоотпуска 12кВт×ч эл. энергии.
В случае, когда часть нагрузки питающейся от однотрансформаторной п/станции, имеет резервный источник питания, то
,
где Эрез. – энергия, полученная от резервного источника во время аварии, МВт×ч
В случае двухтрансформаторной подстанции величина ущерба от недоотпуска электроэнергии может определяться в тыс. руб. по формуле:
У= 365× Fэ ×Кв ×Уо,
где Кв=,
Fэ=cosj - площадь верхней части графика нагрузки отсеченной прямой с ординатой Sогр.;
Кв – коэффициент восстановления силовых трансформаторов.
может осуществляться на одном, двух, трех и четырех (ТЭЦ) повышенных напряжениях. На основании результатов ТЭР принимается к дальнейшему проектированию вариант с наименьшими затратами. Если затраты различаются меньше чем на 5% (по отношению к наименьшим затратам), то варианты считаются равноэкономичными. При этом следует принимать к дальнейшему проектированию вариант с большей установленной мощностью трансформаторов. Проектирование схемы присоединения станции или подстанции к системе заключения в выборе напряжений, на которых будет выдаваться эл. энергия, числа и пропускной способности ВЛ на каждом напряжении в предварительном распределении генерирующей мощности между РУ, в определении связей РУ станции с распределительными и системообразующими сетями.
Таблица 4.1 Наибольшая передаваемая мощность по одной цепи и длина ВЛ обычного исполнения
|
Uном |
Рmax, МВт |
Lmax, км |
|
110 |
25 |
150 |
|
50 |
50 |
|
|
220 |
110 |
250 |
|
200 |
150 |
|
|
330 |
300 |
300 |
|
400 |
200 |
|
|
400 |
500 |
1000 |
|
700 |
600 |
|
|
500 |
700 |
1200 |
|
900 |
600 |
|
|
750 |
1800 |
1500 |
|
2200 |
800 |
|
|
1150 |
4000 |
2000 |
|
6000 |
1200 |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
