150632 (594563), страница 6

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 6)

.

На шинах СН:

.

Данная отпайка удовлетворяет требуемым условиям.

2.8.3 Послеаварийный режим

Исходные данные.

Трансформатор ТДТН-25000/110/35/10:

ΔР_хх=0,036 МВт; ΔQ_хх=0,25 МВАр; r_В=1,5 Ом; r_С=1,5 Ом; r_Н=1,5 Ом,

x_В=54 Ом; x_C=0 Ом; x_Н=33 Ом.

Пределы регулирования: .

S_Н.ПР=20,1+j12 МВА, S_СН=15+j7,7 МВА, S_НН=5+j2,5 МВА. U_В=111 кВ.

1.Найдем потери напряжения в обмотках трансформатора:

,

,

.

2.Определим приведенные напряжения на шинах СН, НН:

,

.

3.Рассчитаем значение напряжения ответвления на обмотке ВН, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах НН:

.

4.Выберем стандартную отпайку и определим действительное напряжение на шинах НН.

Рисунок 6 – Шкала отпаек трансформатора.

Выбираем отпайку –1 с напряжением 113 кВ. Определим действительное напряжение на шинах НН.

.

5.Определим действительное напряжение на шинах СН при данной отпайке:

.

6.Проверим отклонения действительных напряжений от номинальных и сравним с допустимыми отклонениями V_доп%, устанавливаемыми ГОСТ 13109-97.

На шинах НН:

.

На шинах СН:

.

Данная отпайка удовлетворяет требуемым условиям.

2.8.4Расчет стандартной отпайки для всех режимов

Для трех полученных значений U_ОТВ.В определим среднее арифметическое и подберем стандартную отпайку .

.

Рисунок 7– Шкала отпаек трансформатора.

Выбираем отпайку 0 с напряжением 115 кВ.

Далее расчет проводится аналогично тому, как это было сделано выше. Полученные данные сведем в таблицу 16.

Таблица 16

Данная отпайка удовлетворяет требуемым условиям.

3 Технико–экономическое сравнение вариантов подключения подстанции НПЗ

Выбор оптимального варианта подключения подстанции произведен по приведенным затратам, так как в этом методе сравнения вариантов для сокращения расчетов требуется сравнение только тех частей схемы, которые получаются различными. Общие части схемы при этом из сравнения можно исключить. Если, например, в сравниваемых вариантах одинаковое количество линий, отходящих от подстанции, равны их номинальные напряжения, допустимо стоимость этой подстанции вообще не учитывать.

Таким образом, затраты на одинаковые элементы могут не определяться. Однако следует заметить, что подсчет этих затрат позволяет иметь представление не только о различиях в абсолютной их величине, но и об относительном значении разницы в полной стоимости сравниваемых вариантов.

Определение капитальных затрат на сооружение сетей и подстанций производится путем составления сметы. В ней учитывается стоимость оборудования, а также всех строительных и монтажных работ, необходимых для сооружения сети.

Однако составление сметно-финансовых расчетов для ряда сравниваемых вариантов электрической сети требует много времени. Поэтому при технико-экономическом сравнении нескольких вариантов сети или линии электропередачи капитальные затраты определяются по укрупненным показателям, которые дают полную величину капитальных вложений: на 1 км линии, одну подстанцию, одну ячейку выключателя и т.д. Суммарные капитальные затраты определяются умножением укрупненного показателя на число сооружаемых единиц.

3.1.1 Капитальные затраты на сооружение сети

Капитальные затраты состоят и вложений в линии, электростанции и подстанции.

Определение капитальных затрат на сооружение сети сведем в таблицу отдельно для линий и открытого распределительного устройства (ОРУ) для различных вариантов. Учтем поправочный коэффициент К на стоимость электрических сетей в районе Сибири.

Таблица 12 – Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Вариант	Линия	Марка провода	Число цепей	Длина, км	Уд. стоимость, тыс.руб.	К	Кап. Затраты на ВЛ. тыс.руб
1	Л-14-1,2	АС-120/19	2	20	820	1,2	19680
2	Л-15-1,2	АС-120/19	2	32	820	1,2	31488

3.1.2 Годовые эксплуатационные расходы

В состав годовых эксплуатационных расходов электрической сети входят:

1. отчисления на амортизацию оборудования линий электропередач.

2. затраты на текущий ремонт и обслуживание линий электропередач.

3. стоимость потерь электрической энергии в электрических сетях.

И=И_А + И_ТР + И_ΔW , (13)

гдеИ_А – отчисления на амортизацию оборудования,

И_ТР – затраты на текущий ремонт и обслуживание,

И_ΔW – стоимость потерь электрической энергии.

,(14)

гдеР_Л – капитальные затраты на сооружение ЛЭП,

К_Л – нормы амортизационных отчислений для ЛЭП, %,

,

, (15)

где – суммарная длина ЛЭП,

– ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание ЛЭП,

, (16)

где – наибольшие потери активной мощности в элементах сети при заданном максимуме нагрузки потребителей (определяем по результату расчета в программе «Энерго»);

З_Э – удельные затраты на возмещение потерь в электрических сетях.

,

З_Э = 70 коп / кВт∙ч.

Вариант1:

;

;

;

И=472,32+49+39279,24=39800,56 тыс.руб.

Вариант 2:

;

;

;

И=755,71+78,4+39691,26=40525,37 тыс.руб.

3.1.3 Приведенные затраты

Годовые эксплуатационные расходы не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции; они не дают полного представления об экономичности, так как не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может дать только учет всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Полным затратам общественного труда на производство продукции соответствует себестоимость продукции. Поэтому стоимость продукции (индивидуальная стоимость) и следует считать основным экономическим показателем.

Ввиду отсутствия в настоящее время общепризнанного метода определения стоимости продукции в качестве основного экономического показателя рекомендуются так называемые приведенные затраты. При единовременных капитальных вложениях (срок строительства не более 1 года) и постоянных годовых эксплуатационных расходах приведенные затраты определяются формулой:

З=Е_Н ∙ К + И(17)

где Е_Н – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, Е_Н = 0,14;

К – единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты;

И – ежегодные эксплуатационные издержки;

Для сравнения вариантов рассчитаем их приведенные затраты:

З₁ = 0,14 ∙ 19680 + 39800,56 = 42555,76 тыс. руб.

З₂ = 0,14 ∙ 31488 +40525,37 =44933,69 тыс. руб.

Исходя из полученных результатов, очевидно, что экономически целесообразно для подключения подстанции выбрать вариант 1. С учетом простоты, наглядности и надежности мы выбираем схему РУ-35кВ «две секционированные системы шин».

4. Расчет токов короткого замыкания

4.1 Ручной расчет токов короткого замыкания

Для выбора электрических аппаратов на подстанции НПЗ, токоведущих частей, изоляторов необходимо провести расчет токов короткого замыкания. Электрическая схема для расчета токов КЗ приведена в приложении ?. Проводим расчет короткого замыкания в точках Kl, K2 и КЗ (на сторонах ВН, СН и НН трансформатора).

Составляем расчетную схему замещения.

Рисунок 10 – Схема замещения

Определяем сопротивление обмоток автотрансформатораАТДЦТН-125000/220 при Uк,в-с=11%, Uк,в-н=45%, Uк,с-н=28%:

Хв =1/200*(U к,в-с + U к,в-н - U к,с-н )* Sб/Sн.т.=1/200*(11+45-28)*100/125=0,112;

Хс =1/200*(U к,в-с + U к,с-н - U к,в-н )* Sб/Sн.т.=1/200*(11+28-45)*100/125=0;

Хн =1/200*(U к,в-н + U к,с-н + U к,в-с )* Sб/Sн.т.=1/200*(45+28-11)*100/125=0,248;

Результирующее сопротивление автотрансформаторов в базисных единицах:

Xат=(0,112+0*0,248/0+0,248)*0,5=0,056

Определяем сопротивление обмоток трансформатора ТДТН-25000/115/38,5/10,5 в базисных единицах:

Хв=1/200*(Uк,в-с+Uк,в-н - U к,с-н )* Sб/Sн.т.=1/200*(10,5+17,5-6,5)*100/25=0,43;

Хс =1/200*(U к,в-с + U к,с-н - U к,в-н )* Sб/Sн.т.=1/200*(10,5+6,5-17,5)*100/25=0;

Хн =1/200*(U к,в-н + U к,с-н + U к,в-с )* Sб/Sн.т.=1/200*(17,5+6,5-10,5)*100/25=0,27.

Результирующее сопротивление обмоток трансформатора в базисных единицах:

Для точки к.з. 2 Хт.с.=(0,43+0)*0,5=0,215

Для точки к.з. 3 Хт.н.=(0,43+0,27)*0,5=0,35

Составим таблицу базисных сопротивлений линий и трансформаторов.

Таблица 24 – Базисные сопротивления системы

№ п/п	Наименование объекта	Обозначение На схеме	Сопротивление, Ом.	Базисное Сопротивление
1	ВЛ-18	Х1	3,72	0,0307
2	ВЛ-17	Х2	12,3	0,1015
3	ВЛ-16	Х3	14,05	0,116
4	ВЛ-6-1,2	Х4	11,91	0,98
5	ВЛ-11-1,2 ВЛ-10-1,2(до места врезки)	Х5	3,9	0,032
6	ВЛ-1-1,2(до места врезки ВЛ-14-1,2)	Х6	4,13	0,0341
7	ВЛ-1-1,2(от места врезки ВЛ-14-1,2 до п/ст Пачетлор)	Х7	11,985	0,099
8	ВЛ-14-1,2	Х8	4,05	0,034

Далее все расчеты проводим в базисных единицах.

Характеристики

Список файлов ВКР