Полная расчётная мощность подстанции будет равна :
Sрасч.п/с=( Sрасч+Sсн)×К10 =(11.6+0.084)×1.25= 13.89 [МВА].
На трансформаторных ПС 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (kП=1,4) при выполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов [5].
При двух ТСН эксплуатация их может осуществиться двумя способами:
1) один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд (СН), а второй находится в автоматическом резерве;
2) оба трансформатора работают совместно, питая каждый 50…60% нагрузки СН, присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения. На межсекционном аппарате имеется схема автоматического ввода резерва (АВР).
К установке принимаем второй вариант эксплуатации ТСН.
Нагрузка СН переменного тока по данным таблицы 2.5 составляет 84.34 кВ.А. Нагрузка на один ТСН определяется по формуле:
(2.7)
где kодн – коэффициент одновременности, kодн=0,7.
.
Для ТСН необходимо иметь резерв, поэтому номинальная мощность ТСН с учетом допустимой перегрузки должна составить:
(2.8)
Соответственно выбираем два трансформатора мощностью 100 кВ.А марки ТМ-100/10.
Панели щитов СН в количестве пяти штук установлены в ОПУ.
Наличие на проектируемой ПС сложных защит, автоматики и телемеханики, обуславливает применение постоянного оперативного тока. Устанавливаем свинцово-кислотные аккумуляторные батареи напряжением 220 В марки СК-5.
Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда, определяется по формуле [6]:
(2.9)
где - число основных элементов в батарее;
- напряжение на шинах, ;
- напряжение на элементе в режиме подзаряда, .
Аккумуляторная батарея СК-5 состоит из 108 элементов. Устанавливаем аккумуляторные батареи в специальном помещении ОПУ.
ТСН подключаем к сборным шинам КРУН 10 кВ через вакуумный выключатель.
Таблица2.6 Технические данные ТСН
|
Sном, кВА |
Uвн, кВ |
Uнн, кВ |
Pхх , кВт |
Рк, кВт |
Uк,% |
Iхх,% |
|
100 |
10 |
0.4 |
0.22 |
1.28 |
4.5 |
2.8 |
2.4 Построение годового графика нагрузок подстанции
На рис.2 построен годовой график по продолжительности, результаты расчёта находятся в таблице 2.7.
Таблица 2.7
Годовой график нагрузок по продолжительности
|
Мощность |
Интервал времени, час |
||
|
0 – 2402 |
2402 – 4945 |
4945 – 8760 |
|
|
P, МВт |
13.76 |
11.8 |
10.3 |
|
S, МВА |
11.87 |
10.2 |
8.91 |
Годовой график нагрузок по продолжительности МВА, S
МВА, S
МВт, Р
16
14
12
S
10
P
8
6
4
2
t
0 2402 4945 8760 час
Рис.2
2.5 Расчёт средней нагрузки и коэффициента заполнения графика
Среднюю нагрузку определим по данным годового графика:
Sср=Wгод/8760 , (2.11)
где Wгод - полная потребляемая энергия за год ;
Wгод=13.76×2402+11.8×(4945-2402)+10.3×(8760-4945)=102353.42 [МВА×ч];
Sср=102353.42 / 8760 = 11.684 [МВА];
Коэффициент заполнения графика:
Кзп= Sср / Smax=11.684/13.76 = 0.85;
Время использования максимальной активной нагрузки за год:
Tmax,a=Wa,год/Pmax ; (2.12)
Wa,год=11.87×2402+10.2×(4945-2402)+8.9×(8760-4945)=88403.84 [МВА×ч];
Tmax,a=88403.84/11.87 = 7447.0 [ч];
Наибольшее время работы в году с максимальной нагрузкой определим по формуле из [3, стр.11]:
tнб=(0.124+ Tmax,a/10000)2×8760 , (2.13)
tнб=(0.124+ 7447/10000)2×8760 = 6610.5 [ч];
2.6 Выбор силовых трансформаторов
Так как в связи с увеличением нагрузок существующих потребителей, подключением новых мощности одного трарсформатора недостаточно, поэтому необходимо установить второй трансформатор.
Для двухтрансформаторной подстанции:
Sтр>(0.65-0.7)×Sр = 0.65×13.89= 9.02 [МВА];
По [13, табл. 3.8] для двухтрансформаторной подстанции 110/35/10 кВ два варианта трёхфазных трёхобмоточных трансформаторов:
1) 2´ТДТН - 10000/110 ,
2) 2´ТДТН - 16000/110 .
Проверяем возможность работы в аварийном режиме .
Коэффициент перегрузки в аварийном режиме:
К(1) п.ав= Sр/Sном(1)=13.89/10 = 1.389<1.4 ,
К(2) п.ав= Sр/Sном(2)=13.89/16 = 0.868<1.4 .
Условия выполняются, значит работа в аварийном режиме возможна .
Таблица 2.8
Технические данные трансформаторов
|
Тип тр-ра |
Sн мва |
Uном, кВ |
Pх
кВт |
Pк кВт |
Uк , % |
Iхх % |
Цена т.р |
||||
|
ВН |
СН |
НН |
В-С |
В-Н |
С-Н |
||||||
|
ТДТН -10000 |
10 |
110 |
35 |
11 |
17 |
76 |
10.5 |
17.5 |
6.5 |
1 |
51 |
|
ТДТН-16000 |
16 |
110 |
35 |
11 |
21 |
100 |
11 |
17.5 |
6.5 |
0.8 |
62 |
2.7 Технико-экономический расчёт трансформаторов (по приведённым затратам)
З=Рн×Кт+И , (2.14)
где Рн – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений ,
Кт – стоимость трансформатора ,
И =Иа+ИА- ежегодные эксплуатационные издержки , (2.15)
Иа =D×n×Кт×аг – издержки на амортизацию, (аг =0.1) , (2.16)
ИА= в×Агг – издержки из-за потерь электроэнергии , (2.17)
D – коэффициент приведения, учитывающий современные условия ,
в =0.65 [руб] – стоимость одного кВт×ч электроэнергии .
Агг= n× Px×8760+ 1/n× Pк×[0.6×(Sвн/Sн)2 +0.4×(Scн/Sн) 2 +0.4×(Sнн/Sн) 2]×tнб, (2.18)
где n – число трансформаторов,
tнб=6610.5 [ч] (см. п. 2.5) .
Проведём расчёты для обоих вариантов:
1) Атг=2×17×8760+1/2×76[0.6(13.89/10)2+0.4(11.21/10) 2+0.4(2.32/10) 2]6610.5= =720301.1 [кВт×ч],
ИА=0.65 × 720301.1 =468195.7 [руб],
Иа =2×0.1×16.5×51=168.3 [тыс.руб], З1=0.15×51×2×16.5+468.19+168.3 = 888.85 [тыс.руб],
2)
Атг=2×21×8760+1/2×100(0.6(13.89/16)2+0.4(11.21/16)2+0.4(2.32/16)2]6610.5 =585056.7 [кВт×ч],
ИА=0.65×585056.7=380286.855 [руб],
Иа =2×0.1×16.5×62 =204.6 [тыс.руб],
З2=0.15×62×2×16.5+380.3+204.6 = 891.8 [тыс.руб] .
Так как затраты во втором варианте больше, чем затраты в первом варианте, то в этом случае, очевидно, выгоднее взять трансформаторы :
2´ТДТН-10000/110/35/10 .
3. КОМПАНОВКА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО
УСТРОЙСТВА 110 кВ
Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции и другие расстояния на ПС должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы:
1) вызываемые нормальными условиями работы электроустановки, нагрев, электрическая дуга не могли привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинять вред обслуживающему персоналу;
2) при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;
3) при снятом напряжении с какой-либо цепи, относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, замене и ремонтам, без нарушения нормальной работы соседних цепей [4].
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15
