; ;

Эквивалентное сопротивление всей схемы

Таблица 4.5. Сопротивления трансформаторов

Входные реактивные мощности энергосистемы для соответствующих магистралей имеют следующие значения:

Распределение реактивной мощности от энергосистемы по трансформаторам отдельных магистралей приводится в таблице 4.6., там же находится значения минимальных мощностей компенсирующих устройств по магистралям. Рассмотрим магистраль М1.

Таблица 4.6. Распределение реактивной мощности

Выбор КУ при компенсации на стороне 10 кВ

Выбираются следующие компенсационные устройства:

2хУК10,5-1125ЛУЗ+1хУК10,5-900ЛУЗ+1хУК10,5-400ЛУЗ=3550кВар

Определение Sтmin при компенсации реактивной мощности на стороне 0,4кВ. Выбор ККУ:

Магистраль М1:

;

Магистраль М2:

Магистраль М3:

;

Магистраль М4:

Минимальная мощность трансформаторов:

, результаты приведены в таблице 4.6.

4.3 Результаты выбора ку и мощности трансформаторов

Результаты выбора КУ и мощности трансформаторов для вариантов компенсации реактивной мощности на стороне 10 и 0,4 кВ сведены в таблице 4.7.

Таблица 4.7. Результаты выбора КУ и мощности трансформаторов для дух вариантов

4.4 Расчёт приведённых затрат по вариантам

Используются следующие соотношения:

где Етп, Екл - общие ежегодные отчисления от капиталовложения на ГП и кабельные линии. Етп =0,223; Екл=0,165 [4]; Ктп - стоимость ТП с минимальным количеством оборудования на сторонах НН и ВН; Екл - стоимость кабельной линии с учётом строительных работ.

 -

удельные затраты на КУ, установленные на стороне 10 кВ

Зо =Ео (Кя+Ккn) +ЕрОк - Кя, Кк, Кр –

соответственно стоимость ячейки, вакуумного выключателя и регулятора АРКОН с приставкой ППЗ.

 -

затраты на компенсирующие устройства на магистрали М1

Эксплуатационные затраты:

где Стхх - стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе при холостом ходе, Со - удельная стоимость потерь активной мощности, -стоимость потерь электроэнергии в сети 10 кВ и в трансформаторах от. протекания активных нагрузок, СДО - стоимость потерь электроэнергии в сети 10 кВ и в трансформаторах от протекания реактивных нагрузок, К-матрица узловых сопротивлений, Ррi-матрица расчетных нагрузок i-х трансформаторов

Суммарные приведенные затраты:

В качестве примера рассматривается магистраль М1.

Вариант 1:

Вариант 2:

ТП2-трансформатор S=1600 кВА, ТП1-трансформатор S=630 кВА.

Зтп=0,22313568+0,2235064=4154,9 руб.

Зкл=271,4ру5.

Затраты на КУ складываются да затрат на потери энергии в конденсаторах и отчислений от стоимости ККУ, соответственно для мощностей.

Остальные расчеты проводятся аналогично, результаты расчетов приведенных затрат по вариантам сведены в таблице 4.8

Результаты расчётов приведённых затрат 4.8

Для магистралей М1 и М3 экономичным оказался второй вариант с минимальной мощностью трансформаторов и установкой КУ на стороне 0,4 кВ.

Хотя для М2 и М4 экономически равноценны оба варианта, но учитывая технические преимущества применения БК-0,4кВ для них также принимаются второй вариант мощности трансформаторов.

Технические преимущества второго варианта складываются из возможности подключения БК-0,4кВ в питающей сети до 1 кВ, что разгрузит эти сети от перетоков реактивной мощности и уменьшит потери мощности в этой сети.

Обслуживание БК-0,4кВ значительно проще чем БК-10кВ т.к для их обслуживания необходима более высокая квалификация электриков и по правилам техники безопасности при обслуживании БК-10кВ необходим наряд на ведение работ и участие порой не менее трех человек. БК-10кВ размещены на ГПП или РП - 10кВ, а это не разгружает кабельные линии от перетоков реактивной мощности и энергии в этих сетях, что видно из таблицы 4.8 по эксплуатационным затратам (Зэ).

5. Главная понизительная подстанция

5.1 Конструктивное исполнение ГПП

Распределение устройств 110 кВ главной понизительной подстанции выполняется по схеме "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии". ОРУ обеспечивает надежность работы, безопасность и удобство в обслуживании при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение

крупноблочных узлов заводского изготовления.

Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях из

возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины выполняются гибкими из многопроволочных проводов и крепятся с помощью опорных изоляторов на железобетонных порталах.

Распределительное устройство 10 кВ выполняется из шкафов КРУН серии К-59.

5.1.1 Распределительное устройство 110 Кв

Схема изображена на рис.5.1. В нормальных условиях выключены все аппараты кроме разъединителей QS3, QS4. Наличие перемычки дает возможность связи трансформатора Т1 с линией W2 и трансформатора Т2 с линией WI. При работе с одной ЛЭП WI и трансформаторами Т1 и Т2 должны быть включены разъединители QS3, QS4 и отключен разъединитель QS2. Режим работы с двумя ЛЭП и одним трансформатором менее вероятен, так как ЛЭП WI и W2 должны быть рассчитаны на передачу всей мощности между источником питания и подстанцией.

На ГПП устанавливаются два трансформатора типа ТДН-16000/110. Регулирование напряжения осуществляется под нагрузкой.

Технические характеристики трансформатора Таблица 5.1

Для установки на ГПП рассматриваются маломасляные выключатели, обладающие следующими достоинствами: небольшое количество масла служащего дугогасящей средой и частично изоляцией между разомкнутыми контактами; относительно малая масса; удобный доступ к дугогасительным контактам.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12