Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях.

На потребительских подстанциях количество трансформаторов (п), устанавливаемых на подстанциях, зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей данной подстанции.

Так как согласно задания на всех подстанциях имеются потребители I и II категорий, то количество трансформаторов должно быть не менее двух. Установка одного трансформа­тора допускается при специальном обосновании.

Требуемая мощность трансформаторов подстанций определяется по формуле:

, где К=(0,75+0,85)(7.1)

К– коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категорий.

Далее по справочникам выбираются соответствующие трансформаторы:

Выбранные трансформаторы проверяются по загрузке в нормальном и послеаварийном режимах (ПАР): Время работы в аварийном режиме определяется согласно ПТЭ п.5.13.15

(7.2)

Из справочников выбираются каталожные данные и заносятся в таблицу 7.1.

Таблица 7.1

№ п/п	Тип трансформаторов			Каталожные данные
	ΔΡх.х (кВт)	ΔΡк.з. (кВт)	І х.х. (%)	Uк(%)

7.2. Выбор автотрансформаторов подстанции «А».

Мощность АТ связи между ОУР-220 и 110 кВ определяется исходя из требуемой активной и реактивной мощностей проектируемого района.

АКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ:

, (7.3)

где K₀­­ ­– коэффициент одновременности нагрузок района (K₀ = 0,95÷1); α – коэффициент, учитывающий потери мощности в трансформаторах и линиях (α = 0,03÷0,06).

РЕАКТИВНАЯ МОЩНОСТЬ:

, (7.4)

где – расчетная реактивная мощность подстанций с учетом установки КУ;

– суммарные потери мощности в ЛЭП которые можно принять 5–10% от величины, протекающей по ним мощности;

– суммарная потери мощности в трансформаторах, которые достигают 7–12% их номинальной мощности;

– суммарная реактивная мощность, генерируемая линиями , где – удельная генерируемая мощность, которая составляет для линии 110 кВ;

– суммарная протяженность ЛЭП одного напряжения.

Мощность АТ при питании нагрузки от шин ОРУ-110 кВ определяется по формуле:

(MBA) (7.5)

Далее из справочников выбираем АТ с учетом аварийной перегрузки и выписываем их технические данные.

Примечание:

1. Мощность автотрансформаторов должна быть больше требуемой, т.к. на питающей подстанции была ранее подключена нагрузка.
2. При питании района от шин 220 кВ расчет мощности АТ не производиться, они выбираются произвольно (100÷160 MBA).

Технико-экономическое сравнение вариантов электрической сети.

Оставшиеся после предварительного сравнения варианты сети подлежат технико-экономическому сравнению по методу «приведенных затрат». Критерием оценки вариантов является минимум приведенных дисконтированных затрат

, (8.1)

где – капитальные затраты в год;

– эксплуатационные расходы в год;

– нормативный коэффициент дисконтирования.

Капитальные затраты в год состоят из двух составляющих , а также состоит из затрат на силовые трансформаторы, затрат на ячейки с выключателями и т.п.

Ежегодные эксплуатационные расходы: .,

где – ежегодные эксплуатационные расходы на ремонт и обслуживание сети,

они состоят из двух составляющих: и определяются в % от

; (опоры ж/б и металлические);

– затраты на возмещение потерь электроэнергии в сетях состоящих из двух составляющих:

., (8.2)

где и - переменные и постоянные потери электроэнергии в сети затраты (кВТ ч);

3^// и 3^// – удельные затраты на возмещение потерь эл. энергии (руб/кВТ ч).

Они определяются для каждого района РФ по специальным таблицам. Для курсового проекта можно условно принять

Примечание:

1. Для определения всех затрат можно воспользоваться таблицами ориентировочной стоимости (табл. 8.1 – 8.7). Результаты расчета целесообразно записать в виде табл. 8.8.
2. Стоимость затрат приведена в ценах 2000 г.
3. При определении затрат однотипные элементы схем исключают из рассмотрения.

В результате технико-экономического сравнения для дальнейшего рассмотрения остается вариант с наименьшими приведенными дисконтированными затратами. В случае, если стоимость приведенных затрат отличается незначительно желательно применять вариант с большим напряжением.

Дата добавления: 2015-12-07