8.1.2.На стороне СН

8.1.3.На стороне НН

1. Выбор и проверка ошиновок РУ п/станции

8.2.1.На стороне ВН

8.2.2.На стороне СН

8.2.3.На стороне НН

1. Выбор и проверка кабелей питающих РП.

Содержание графической части проекта

1. Схема электрических соединений подстанции

2. План подстанции и разрез по ячейке трансформатора

Методические указания

1. Суточные графики нагрузок подстанции

Электрические нагрузки отдельных потребителей, а следовательно и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанции в энергосистеме непрерывно меняется. Принято отражать этот факт «Графиком нагрузки», т.е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени.

По видам фиксированного параметра различают графики:

• активной (Р) мощности; реактивной (Q) мощности;

• полной (кажущейся S) мощности; тока (I).

Графики отражают изменения нагрузки за определенный период времени. По этому признаку они подразделяются:

• суточные (24 часа); сезонные ; годовые (8760 часов).

По месту изучения или элементу энергосистемы, к которому они относятся, графики подразделяются:

• графики нагрузки потребителей, определенные на шинах подстанции;

• сетевые графики нагрузки – на шинах районных или узловых подстанций;

• графики нагрузки электростанции.

• графики нагрузки энергосистемы, характеризующие результирующую нагрузку энергосистемы;

Фактический график нагрузки можно получить с помощью самопишущих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра в реальном времени.

Перспективный график нагрузки потребителей определяется в процессе проектирования. Для его построения надо обладать сведениями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность, для активной нагрузки Р_уст=Р_ном.

Присоединительная мощность на шинах подстанции потребителей

_пр.= ,

где _ср.п. - средний КПД электроустановок потребителей;

_ср.с. – средний КПД местной сети при номинальной нагрузке.

На практике действительная нагрузка потребителей меньше суммарной установленной мощности. Это обстоятельство учитывается коэффициентами одновременности К_о, и загрузки К_з.

Тогда выражение для максимальной нагрузки потребителя будет иметь вид:

где К_спр. – коэффициент спроса для рассматриваемой группы потребителей.

Найденное Р_max. является наибольшим в году и соответствует обычно зимнему максимуму нагрузки.

При известной Р_max. можно перевести типовой график нагрузки данного потребителя, используя соотношение для каждой ступени графика:

где % - ордината соответствующей ступени типового графика, %.

Обычно для каждого потребителя дается несколько суточных графиков, которые характеризуют его работу в разное время года и в разные дни недели. Это типовые графики зимних и летних суток для рабочих дней, график выходного дня и т.д. Основным является обычно зимний суточный график рабочего дня.

Его максимальная нагрузка принимается за 100%, и ординаты всех остальных графиков задаются в % именно этого значения.

Кроме графиков активной нагрузки, используются графики реактивной нагрузки. Типовые графики реактивного потребления также имеют ординаты ступеней, % абсолютного максимума:

где tg _max – определяется по значению сos _max, которое должно быть задано как исходный параметр данного потребителя.

Суточный график полной мощности можно получить, используя известные графики активной и реактивной нагрузок.

Значение мощности по ступеням графика определяется по выражениям:

,

где P_n и Q_n активная и реактивная нагрузки данной ступени в именованных единицах.

Эти графики определяются с учетом потерь активной и реактивной мощности в линиях, трансформаторах при распределении электроэнергии.

Потери мощности от протекания тока в проводах ЛЭП и обмотках трансформаторов являются переменной величиной , зависящей от нагрузки.

; - постоянные потери;

; - переменные потери.

Суммарные потери для любой ступени графика нагрузки подстанции могут быть найдены из выражений:

,

где S_i – нагрузка i-элемента сети соответствующая рассматриваемой n-й ступени суммарного графика нагрузки;

S_imax – нагрузка элемента (линии, трансформатора), при которой определены

, .

2. Выбор трансформаторов на основе ТЭР

2.1 Выбор числа, типа, мощности, трансформаторов

Область применения однотрансформаторных подстанций определяется ответственностью (категорией) потребителей и регламентирована ПУЭ:

• для электроснабжения неответственных потребителей 3-й категории при условии, что замена поврежденного трансформатора или его ремонт производится в течение не более одних суток;

• при электроснабжении потребителей 2-й категории при наличии централизованного подвижного резерва трансформаторов или другого резервного источника питания от сети СН или НН, включаемого вручную или автоматически;

• при небольшой мощности потребителей 1-ой категории и наличии резервных источников на стороне НН (передвижные, стационарные ДЭС), вводимые в действие устройствами АВР.

2.3 ТЭО длительности перерывов

Для принятия окончательного решения по сооружению одно- или двух трансформаторных подстанций необходимо ТЭС (технико-экономическое сравнение) вариантов с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителю при установке одного трансформатора на подстанции.

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 S_м – 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 Р_сн и Q_сн - активные и реактивные мощности на стороне СН при максимальной нагрузке;

Р_нн и Q_нн - активная и реактивная мощности на стороне НН при максимальной нагрузке;

К_выг.= - коэффициент выгодности АТ.

S_тип. – типовая мощность АТ; S_тип.= К_выг. S_ном. S_тип.=S_посл.

тогда,

По ГОСТ 14209-85 установлены максимально допустимые систематические нагрузки в зависимости от времени перегрузки t_пер. и коэффициент начальной нагрузки К₁ для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, МД мощностью до 100МВА 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 Ц_охл. 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 12 – 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 t_пер, температуры окружающей среды Q_охл и коэффициента начальной нагрузки К1 определяется коэффициент аварийной перегрузки К2.

Экономическим критерием, по которому определяется наивыгоднейший вариант, является минимум расчетных затрат:

З = Р_н К + U + У min,

где Р_н=0,12 – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для новой техники Р_н=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;

U_пот – стоимость годовых потерь, тыс.руб.

U_пот = С_ст Э_ст + С_м Э_м ,

где Э_ст и Э_м – годовые потери в стали и меди, кВтчас;

С_ст и С_м – удельная стоимость потерянной энергии в стали и меди, руб/кВтчас;

У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.

Величины удельных стоимостей С_ст и С_м для Европейской части России могут быть приняты:

С_ст=0,011 руб/кВтчас, С_м=0,012 руб/кВтчас.

Для Сибири: С_ст=0,006 руб/кВтчас, С_м=0,007 руб/кВтчас.

Для определения капитальных затрат для ТЭР вариантов с 2-мя трансформаторами разной мощности следует учитывать только стоимость трансформаторов

К=К_тр=К_зав.

- коэффициент для пересчета заводской стоимости трансформаторов;

К_зав - коэффициент расчетной стоимости

Таблица 2 6

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=К_тр.+К_выкл.

Годовые потери электроэнергии в трансформаторах и АТ определяются отдельно для стали и меди. Потери энергии в стали для трех фазных трансформаторов

Э_ст. = nР_хх 8760,

где n – количество параллельно работающих трансформаторов;

Р_хх – потери холостого хода, кВт.

Потери энергии в меди 3-х фазных 2-х обмоточных трансформаторов