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.

Достоверность вышесказанного можно подтвердить рассчитав надежность рассматриваемых схем.

Расчет надежности

Для расчета надежности в схему без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 9а) включено большее количество элементов, чем в схему с выключателями (рис. 9б), так как необходимо учитывать все элементы схемы до отключающего элемента, которым для схемы (рис. 9а) является высоковольтный выключатель подстанции системы.

Ремонтная перемычка QS7,QS8 (рис. 9а) и QS5,QS6 (рис. 9б) в нормальном (эксплуатационном) режиме работы не влияет на надежность схемы. Перемычка используется только в периоды ремонта одного из вводов. Поэтому в расчетах надежности она не учитывается.

В соответствии со схемами электроснабжения (рис. 9, а,б) составляют блок-схемы расчета надежности (рис. 10, а,б), заменяя элементы схем распределительных устройств блоками и нумеруя их по порядку.

Затем разделяют полученные блок-схемы на логические расчетные схемы (ЛРС) I, II, III и IV для упрощения расчетов.

а) б)

Рис. 10. Блок-схемы расчета надежности

Сначала рассчитывают надежность для схемы без выключателей на стороне высшего напряжения (рис. 9а).

Показатели надежности элементов схемы представлены в таблице 10.

Так как, рациональным напряжением питания было выбрано 110 кВ, то берут из таблицы 1 параметры элементов с номинальным напряжением 110 кВ. На низкой стороне подстанции рациональное напряжение будет определено технико-экономическим сравнением в расчете системы распределения.

Учитывая, что показатели надежности элементов СЭС на напряжение 6 и 10 кВ одинаковы, то на данном этапе ограничиваются указанием возможных вариантов напряжения системы распределения.

Таблица 10

Показатели надежности элементов СЭС

Сначала рассчитывается ЛРС I и II.

1.     Определяют показатели аварийных отключений вводов

().

Средний параметр потока отказов для I ввода из-за аварийных отключений  равен сумме параметров потока отказов элементов I ввода  и параметра потока отказов источника питания I ввода :

 (2.9.19)

Средний параметр потока отказов для II ввода из-за аварийных отключений  равен сумме параметров потока отказов элементов II ввода  и параметра потока отказов источника питания II ввода :

 (2.9.20)

Среднее время восстановления напряжения для I ввода после аварийного отключения , равно:

 (2.9.21)

Среднее время восстановления напряжения для II ввода после аварийного отключения , равно:

(2.9.22)

2. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

Присоединениями в данном случае являются по две ячейки () с масляным выключателем на каждой секции шин , а шины ТП образованы низкой стороной трансформатора, то есть число потока отказов шин равно числу потока отказов трансформатора . Аналогичная ситуация и для длительности восстановления напряжения.

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

 (2.9.23)

 (2.9.24)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за развития отказов со стороны присоединений:

 (2.9.25)

 (2.9.26)

3. Показатели аварийных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.27)

 (2.9.28)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений секций шин, то есть аварийных отключений ввода () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.29)

 (2.9.30)

4. Показатели полных отключений вводов ().

Определение показателей  (р – отключение для профилакти-ческого ремонта или обслуживания) производится исходя из предположения, что возможности совмещения ремонтов элементов ввода реализованы не полностью. Числовые характеристики плановых ремонтов элементов 1, 2, 3, 4, 5, (7, 8, 9, 10, 11) образуют одну ремонтируемую группу с показателями:

Элемент 1, 3, 5 (7, 9, 11) – разъединитель 110 кВ в ремонтируемую группу не включен, так как его профилактическое обслуживание проводится одновременно с ремонтом воздушной линии электропередач 110 кВ и воздушного выключателя 110 кВ.

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():

 (2.9.31)

 (2.9.32)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений ввода () или отключений для профилактического ремонта и обслуживания ():

 (2.9.33)

 (2.9.34)

5. Затем определяются показатели полных отключений секций шин ().

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для I ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.35)

 (2.9.36)

Средний параметр потока отказов  и среднее время восстановления напряжения  для II ввода из-за аварийных отключений ввода, отключений для профилактического ремонта и обслуживания () или развития отказов со стороны присоединений ():

 (2.9.37)

 (2.9.38)

Далее переходят к расчету ЛРС III и IV.

Поскольку параметры элементов, составляющих ЛРС III и IV одинаковы и число потока отказов  а также время восстановления расчет будет представлен на примере ЛРС III, для ЛРС IV он идентичен.

6. Показатели аварийных отключений из-за отказов шин ТП или из-за развития отказов со стороны присоединений ().

На данном этапе проектирования количество отходящих линий неизвестно, поэтому для упрощения расчетов принимают число присоединений mIII = 1 для обоих секций шин – 3 и 4 (секции шин пронумерованы в соответствии с номерами источников питания (ИП) для данных секций). Показатели надежности для элементов 17 и 18 ЛРС III и для секций шин 6-10 кВ (табл. 10), равны: ,  .

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16