Расчет и выбор электрического оборудования подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Республики Казахстан

Костанайский социально технический университет

имени академика З. Алдамжар

Расчет и выбор электрического оборудования подстанции

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

специальность 5В071800 «Электроэнергетика»

Жолымбетов Уланбек Даулетиярович

Костанай

2011

Министерство образования и науки Республики Казахстан

Костанайский социально технический университет

имени академика З. Алдамжар

«Допущена к защите» ______________

Заведующий кафедрой ____________

ДИПЛОМНАЯ РАБОТА

На тему: «Расчет и выбор электрического оборудования подстанции»

по специальности 5В071800 «Электроэнергетика»

Выполнил Жолымбетов У. Д.

Научный руководитель Козкина Н. Н.

магистр

Костанай 2011

Костанайский социально-технический университет

имени академика З. Алдамжар

Факультет Технический

Кафедра «Техники и технологии»

Специальность 5В071800 «Электроэнергетика»

УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой _____________

“___” __________ 20__г.

Задание

по дипломной работе студента

Жолымбетов Уланбек Даулетиярович

1. Тема работы: Расчет и выбор электрического оборудования подстанции

2. Срок сдачи студентом законченной работы “__”__________20__ г

3. Исходные данные к работе: подстанция 500/220/10 кВ.

4. Перечень вопросов, разрабатываемых студентом:

- Построение графиков нагрузки для обмоток трансформаторов высокого, среднего, низкого напряжения;

- Выбор трансформаторов на подстанции;

- Расчет токов короткого замыкания на проектируемой подстанции;

- Выбор электрооборудования выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, шин;

- Разработка схем РУ подстанции;

- Расчет экономической эффективности проектирования подстанции 500/220/10;

- Охрана труда и техника безопасности;

- Специальная часть;

5. Перечень графического материала:

- Расчет ступени графика в именованных единицах на среднем напряжении (1 листа в пересчете на формат А1);

- График нагрузки обмотки трансформатора на высоком напряжении 500 кВ (1 листа формата А1);

- График полной мощности обмоток трансформатора на высоком напряжении 220 кВ. (1 листа формата А1);

- График полной мощности обмоток трансформатора на высоком напряжении 500 кВ. (1 лист формата А1);

- Расчетная схема подстанции (1 лист формата А1);

- Схема замещения подстанции (1 лист формата А1);

6. Список рекомендованной литературы:

Ш Рожкова Л. Д., Козулин В. С., Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987 - 648 с.

Ш Неклепаев Б. Н., Крючков К. П., Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989 - 605 с.

Ш Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т./Под общ. ред. А. А. Федорова. Т.2. Электрооборудование. - М.: Энергоатомиздат, 1987 - 592 с.

Ш Федоров А. А., Старкова Л. Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1987 - 367 с.

Ш Справочник по проектированию электроэнергетических систем /Ершевич В. В., Зейлигер А. Н., Илларионов Г. А. и др.; под ред. Рокотяна С. С. и Шапиро И. М. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

Ш Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. 2 кн. кн. 1. Производство и распределение электрической энергии (Под общ. Ред. Профессоров МЭИ: И. Н. Орлова (гл. ред.) и др.) 7 - е изд., испр. И доп. - М.: Энергоатомиздат, 1988.

Ш Ю. Б. Гук и др. проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. Пособие для вузов / Ю.Б. ГУК, В.В. Кантан, С.С. Петрова. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отделение, 1985.

Ш М. Н. Околоввич. Проектирование электрических станций: Учебник для вузов. - М.: Энергоиздат, 1982.

Ш Справочная книжка энергетика /Сост. А. Д. Смирнов. - М.: Энергия, 1978. - 336 с.

7. Дата выдачи задания «_____» _____________2010 г.

Руководитель ________________________________________________

(подпись)

Задание принял к исполнению __________________________________

(подпись)

Календарный план

№ п/п	Наименование этапов дипломной работы	Срок выполнения этапов работы	Примечание
1.	Построение графиков нагрузки для обмоток трансформаторов высокого, среднего, низкого напряжения
2.	Выбор трансформаторов на подстанции
3.	Расчет токов короткого замыкания на проектируемой подстанции
4.	Выбор электрооборудования выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, шин
5.	Разработка схем РУ подстанции
6.	Расчет экономической эффективности проектирования подстанции 500/220/10
7.	Охрана труда и техника безопасности
8.	Специальная часть

Студент-дипломник __________________________

Руководитель работы _________________________

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Построение графиков нагрузки для обмоток трансформаторов высокого, среднего, низкого напряжения

2. Выбор трансформаторов на подстанции

3. Расчет токов короткого замыкания на проектируемой подстанции

4. Выбор электрооборудования выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, шин

4.1 Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ 220 кВ

5. Разработка схем РУ подстанции

5.1 Выбор вариантов схемы ОРУ с учетом надежности

6. Расчет экономической эффективности проектирования подстанции 500/220/10

6.1 Расчет годового отпуска электроэнергии

6.2 Определение капитальных вложений на сооружение подстанции

6.3 Расчет расходов на содержание оборудования и амортизации

6.4 Расчет численности персонала и годового фонда зарплаты

6.5 Расчет экономической эффективности

6.6 Расчет технико-экономических показателей проекта

7. Охрана труда и техника безопасности

7.1 Виды и периодичность ремонта

7.2 Выбор заземляющего устройства ОРУ 220 кВ

7.3 Выбор молнии защиты ОРУ

8. Специальная часть

8.1 Сушка трансформатора в собственном баке без вакуума

Заключение

Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ

Электрической подстанцией называются электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии.

Главные схемы подстанции выбираются на основании схемы развития энергосистемы или схемы электроснабжения района.

На подстанциях 35-750 кВ обычно устанавливают один или два трансформатора (автотрансформатора). Выбор числа и мощности автотрансформатора производится с учетом требований к надежности электроснабжения, характера графиков нагрузки и допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов по ГОСТ.

При дипломном проектировании используют нормативные материалы, составленные на базе обобщения опыта проектирования, монтажа и эксплуатации электрических подстанций. Например, правила (ПУЭ), нормы (НТП), руководящие указания (по расчету токов короткого замыкания, выбору и проверки аппаратов и проводников по условию короткого замыкания).

Применяют типовые проектирования подстанций, принцип которого состоит в использовании при проектировании объекта ранее разработанных фрагментов проекта. Каждая проектируемая подстанция индивидуальна, поскольку индивидуальны исходные данные, условия и, следовательно, техническое задание на ее проектирование.

Данный дипломный проект посвящен расчету электрооборудования подстанции 500/220/10 кВ, ТЭЦ-3·300 МВт.

Рост потребностей в электроэнергии в Республики Казахстан обеспечивает хорошие перспективы развития этой отрасли. При этом должна обеспечиваться экономичная эксплуатация энергетических объектов, а также высокое качество проектных и строительных работ. По этому расчет эффективности проектирования и расширения трансформаторной подстанции является весьма актуальным.

Объектом исследования в дипломной работе является подстанция 500/220/10 кВ. Оборудование подстанции предлагаемой заданием на данную дипломную работу включает два трансформатора АОТДЦТН 267000/500/220.

Целью дипломной работы является расчет показателей экономической эффективности проектирования и расширения подстанции.

Для достижения указанной цели необходимо выполнить следующие задачи:

-определение годового отпуска электроэнергии от подстанции;

-расчет капитальных вложений в строительство подстанции;

-расчет себестоимости трансформации электроэнергии;

-расчет окупаемости и рентабельности подстанции.

1. Построение графиков нагрузки для обмоток трансформаторов высокого, среднего, низкого напряжения

Согласно исходных данных максимальная мощность на 220 кВ составляет 400 МВт, и на 500 кВ 800 МВт. По этим значениям определяем процентное соотношение графика нагрузок для среднего и низкого напряжения трансформаторов.

Для данной подстанции 500/220/10 кВ график нагрузки трансформатора приведен для среднего напряжения 220 кВ (Рис. 1.1.).

Рисунок 1.1. Расчет ступени графика в именованных единицах на среднем напряжении.

Рассчитываем ступени графика в именованных единицах на низком напряжении по формуле [1]

 (1.1),

,

Для определения нагрузки высокого напряжения трансформатора, необходимо сложить нагрузки среднего и низкого обмоток напряжения. График нагрузки приведен на рис.1.2.

Рисунок 1.2. График нагрузки обмотки трансформатора на высоком напряжении 500 кВ

Рассчитываем ступени графика в именованных единицах на высоком напряжении трансформатора подстанции 500 кВ

Для расчета полной мощности, кроме активной составляющей необходимо определить реактивную мощность нагрузки, которую определяем следующим выражением

(1.2)

где Р - активная мощность нагрузки, МВт;

Q - реактивная мощность нагрузки, Мвар;

tg ц - тангенс угла который определяет по заданному cos ц

Определяем tg ц для нагрузки напряжением 220 кВ

Рассчитываем реактивные нагрузки.

График потребления реактивной мощности нагрузки напряжением 200 кВ

Определим полную мощность обмоток высшего напряжения трансформатора ПС:

=525,8 МВ·А

=348,5 МВ·А

=871 МВ·А

=435 МВ·А

Составляем график полной мощности обмоток высокого напряжения трансформатора (Рис. 1.3.).

Рисунок 1.3. График полной мощности обмоток трансформатора на высоком напряжении 220 кВ.

Расчетные значения мощностей обмоток трансформатора сведем в таблицу 1.1

Таблица 1.1

Результирующая таблица токов через обмотки трансформаторов

Нагрузки	0-8	8-12	12-20	20-24
Рсн, МВт	240	160	400	200
Рвн, МВт	510	340	850	425
Qвн, Мвар	115,2	76,8	192	96
Sвн, МВ·А	525	348	871	435

2. Выбор трансформаторов на подстанции

График полной мощности обмоток трансформатора на высоком напряжении 500 кВ представлен на рис. 2.1.

Рисунок 2.1. График полной мощности обмоток трансформатора на высоком напряжении 500 кВ.

На подстанции предполагается установить три трехобмоточных трансформатора. Производим выбор трансформатора с учетом отключения одного трансформатора, чтобы второй пропустил всю мощность. Для этого производим проверку на перегрузку по условиям.

(2.1),

где Smax - максимальная мощность высшей обмотки трансформатора, которая равна 871 МВ·А;

1,4 - коэффициент перегрузки, в послеаварийном режиме.

Подставляя известные данные в (2.1), получаем

=762,8 МВ·А

Принимаем трансформатор ближайший по мощности к расчетной Sm. Тип трансформатора ТДТН-267000/500/220/10, с номинальной полной мощностью 267 МВ·А (Таблица 2.1.).

Таблица 2.1

Трехобмоточные трансформаторы 220 кВ

Тип трансформатора

Номинальное напряжение, кВ

Потери, кВт

Напряжение КЗ, %

Iхх, %

Холст. хода

короткого замыкания

АОТДЦТН-267/500/220/10

вн

сн

нн

вн-сн

вн-нн

сн-нн

вн-сн

вн-нн

сн-нн

500

220

10

150

470

110

100

11,5

37

23

0,35

Произведем проверку этого трансформатора на перегрузку.

По полному графику мощности, рисунок 2.1 определяем S1экв

3. Расчет токов короткого замыкания на подстанции

трансформатор ток замыкание подстанция

Расчет токов короткого замыкания производится с целью проверки выбранного электрооборудования на термическое и электродинамическое действие.

Активная максимальная мощность, передаваемая в систему по линиям 500 кВ равна 800 МВ·А. Длина линий по заданию составляет 850 км.

Наибольшая передаваемая мощность составляет 800 МВт. Определим количество линий на 500 кВ по выражению

Составляем расчетную схему сети (Рис. 3.1.). Предварительно определим количество линий на 500 кВ по пропускной способности линии.

(3.1),

Рисунок 3.1. Расчетная схема подстанции.

Составляем схему замещения для расчетов токов короткого замыкания в точках К1, К2 (Рис. 3.2.).

Рисунок 3.2. Схема замещения подстанции.

Расчет производим в относительных базисных единицах. За базисную мощность Sб принимаем 1000 МВ·А.

Сопротивление энергосистемы определяется по формуле при Sк=1000 МВ·А

(3.2),

Сопротивление линии электропередачи определяется по выражению

(3.3),

где Худ - индуктивное сопротивление линий, Ом/км;

Uв - высокое номинальное напряжение, кВ.

Подставляя известные значения, получаем для Л1 и Л2

Сопротивления трансформатора определяются по формуле:

(3.4),

Исходя из задания турбогенераторы типа ТГВ-300 имеют исходные параметры [2]

где Х"d - сверхпереходное индуктивное сопротивление по продольной оси генератора, о.н.е; Sн- номинальная мощность генератора, МВ·А.

Сопротивление генератора определяется по формуле

Для блочного трансформатора по заданию следующего типа ТЦ- 4000000/500, Uк=11,5 %.

Сопротивление трансформатора определяется по формуле:

Определяем базисный ток Iб на всех ступенях



Расчет тока короткого замыкания в точке К1

Сворачиваем схему замещения относительно точки К1

Преобразованная схема замещения относительно точки К1 имеет следующий вид (Рис. 3.3.).

Рисунок 3.3. Эквивалентная схема замещения относительно точки К1.

Находим периодический ток в начальный момент отключения

Расчет тока короткого замыкания в точке К2

Сворачиваем схему замещения относительно точки К2 на стороне 220 кВ.

Так как два трансформатора одинаковой мощности, преобразуем следующим образом (Рис. 3.4.):

Рисунок 3.4. Эквивалентная схема замещения относительно точки К2.

Преобразуем звезду сопротивлений Х1, Х2, Х3 в треугольник Х4, Х5, Х6 (Рис. 3.5.):



Рисунок 3.5. Эквивалентная схема замещения.

Определяем ток короткого замыкания от системы

Определяем ток короткого замыкания от генератора

Все рассчитанные величины приводятся на рисунке 3.6.



Рисунок 3.6. Эквивалентная схема замещения.

Определяем токи К3 для указанных точек и выбираем выключатели.

Выбираем выключатель ВГБ-500, установлены со стороны высокого напряжения трансформатора.

Собственное время отключения tc, в=0,035 с [1]

Для точки К1 имеем

Определяем номинальный ток генераторов

Периодический ток для момента ф от источников системы равен начальному значению периодического тока

Определим ф в точке К1

Рассчитываем апериодические токи для точки К1 для момента времени:

где е-ф/Та - определяем по кривым при известных величинах ф и Та.

Рассчитываем ударные токи для точки К1 при значении ударного коэффициента Куд=1,717

Рассчитываем токи К3 для точки К2

Выбираем выключатель ВГБ-220, установлены со стороны среднего напряжения трансформатора.

Собственное время отключения tс, в=0,05 с [3]

Для точки К2 имеем:

Определяем номинальный ток генераторов

Периодический ток для момента ф от системы равен начальному значению периодического тока

Определим ф в точке К2

Рассчитываем апериодические токи для точки К2 для момента времени:

где е-ф/Та - определяем по кривым при известных величинах ф и Та

Рассчитываем ударные токи для точки К2 при значении ударного коэффициента Куд=1,608.

Все расчетные токи короткого замыкания сведем в таблицу 3.1

Таблица 3.1

Результирующая таблица точек К1, К2

Точки	УIпо. кА	УIпф. кА	Та, с	ф, с	Куд	Iаф	Iуд
К1	2,6	2,6	0,35	0,03	1,75	3,5	2,1
К2	2,7	2,7	0,6	0,55	1,85	1,15	3,89

Для точки К3 приведены данные, соответствующие значениям в точке К"3

4. Выбор электрооборудования выключателей, разъединителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, шин

4.1 Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ 220 кВ

Расчетные параметры, номинальные данные, условия выбора и проверки выключателей и разъединителей сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Выбор и проверка выключателей и разъединителей ВН

Расчетные параметры	Паспортные данные
	Выключатель ВГБ-500	Разъединитель РДЗ-500
Uуст=500 кВ	Uном=500 кВ	Uном=500 кВ
Imax=1005 А	Iном=3150 А	Iном=2000 А
Iпф=2,63 кА	Iноткл=40 кА	-
Iаф=3,5 кА	Iаном=25,48 кА	-
Iпо=2,63 кА	Iдин=40 кА	-
Iуд=2,1 кА	Iдин=102 кА	Iдин=100 кА
Вк=0,5 кАІ·с	IтерІ·tтер=1200 кАІ·с	IтерІ·tтер=1984 кАІ·с

Определяем максимальный рабочий ток на 220 кВ

Тепловой импульс тока К3 определяется по формуле:

Время отключения [1]

Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ 220 кВ приведен в Таблице 4.2.

Таблица 4.2

Выбор и проверка выключателей и разъединителей СН

Расчетные параметры	Паспортные данные
	Выключатель ВГБ-220	Разъединитель РДЗ-220
Uуст=220 кВ	Uном=220 кВ	Uном=220 кВ
Imax=1049 А	Iном=2000 А	Iном=2000 А
Iпф=2,7 кА	Iноткл=50 кА	-
Iаф=1,15 кА	Iаном=38,1 кА	-
Iпо=2,7 кА	Iдин=50 кА	-
Iуд=3,89 кА	Iдин=102 кА	iдин=102 кА
Вк=2,4 кАІ·с	IтерІ·tтер=7500 кАІ·с	IтерІ·tтер=7500 кАІ·с

Определяем максимальный рабочий ток на 220 кВ

Тепловой импульс тока К3 определяется по формуле:

Время отключения [4]

Выбор выключателей на 10 кВ дан в таблице 4.3.

Таблица 4.3

Выбор и проверка выключателей НН

Каталожные данные
Выключатель ВКЭ-10
Uном=10 кВ
Iном=2000 А
Iноткл=31,5 кА
iаном=8,8 кА
Iдин=31,5 кА
iдин=80 кА
IтерІ·tтер=2976 кАІ·с

Так как нагрузки на НН нет принимаем выключателей ВКЭ- 10

Расчетные параметры, номинальные данные, условия выбора и проверки выключателей и разъединителей аналогичны и для других выключателей и разъединителей.

Выбор трансформаторов тока на 500 кВ дан в таблице 4.4.

Марка трансформатора тока - ТФЗМ-500-У1 кВ для наружной установки.

Таблица 4.4

Расчетные и каталожные данные выбора трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=500 кВ	Uном=500 кВ
Imax=1005 А	Iном=2000 А
Z2н=5,5 Ом	Z2=20 Ом

Результаты подсчетов сведены в таблицу 4.5.

Таблица 4.5

Подсчет нагрузок вторичной обмотки

Приборы	Тип	S1	Нагрузка ВЛ
			А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	0,5	-	0,5
Варметр	Д-304	0,5	0,5	-	0,5
Счетчик	САЗ-И-670	2,5	2,5	-	2,5
Итого		4	4	0,5	4

Выбор трансформаторов тока на 220 кВ

Марка трансформатора тока ТФЗМ-220-У1 кВ для наружной установки (Таблица 4.6).

Таблица 4.6

Расчетные и каталожные данные выбора трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=220 кВ	Uном=220 кВ
Imax=1049 А	Iном=2000 А
Z2н=4,8 Ом	Z2=20 Ом

Результаты подсчетов сведены в таблицу 4.7.

Таблица 4.7

Подсчет нагрузок вторичной обмотки

Приборы	Тип	S1	Нагрузка ВЛ
			А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5	0,5
Счетчик ватт часов	Д-335	0,5	0,5	-	0,5
Счетчик вар часов	СР4-И-670	2,5	2,5	-	2,5
Итого		4	4	0,5	4

Выбор трансформатора напряжения 220 кВ

Имеем две вводных линии напряжением 220 кВ и два трансформатора подстанции (Таблица 4.10.).

Таблица 4.10

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Приборы	Тип	S од. обм. ВА	Число обм.	cos ц	sin ц	Число приборов	Общая потребляемая P
							P, Вт	Q, ВАР
Сборные шины
Вольтметр	Э-335	2	1	1	0	1	4	-
Вольтметр регистрирующий	Н-393	10	2	1	0	2	40	-
Частотомер	Э-362	7	2	1	0	2	28	-
Линия 500
Фиксатор	ФИП	3	2	1	0	2	4	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	2	3	-
Варметр	Д-304	2	2	1	0	2	4	-
Сч. ватт часов	СА3-И-674	3	2	0,38	0,925	2	6	109
Итого:							90	28,8

НДЕ-500

Sн=300 В·А

Выбор трансформатора напряжения 220 кВ

Имеем три вводных линии напряжением 220 кВ и два трансформатора подстанции (Таблица 4.11.).

Таблица 4.11

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Приборы	Тип	S одной обм. ВА	Чис. обм.	cos ц	sin ц	Число прибо-ров	Общая потребляемая P
							P, Вт	Q, ВАР
Сборные шины
Вольтметр	Д-335	1,5	2	1	0	2	9	-
Линия 220 кВ
Сч. ватт часов	САЗ-И-674	3	2	0,38	0,925	3	18	43,8
Сч. вар часов	И-673	3	2	0,38	0,925	3	18	43,8
ТС
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	2	9	-
Варметр	Д-304	1,5	2	1	0	2	9	-
Сч. ватт часов	СА3-И-674	3	2	0,38	0,925	3	18	43,8
Сч. вар часов	СР4-И-673	3	2	0,38	0,925	3	18	43,8
Итого:							109	175,5

НКФ-220

Sн=400 В·А

Выбор гибких шин на 500 кВ

В РУ 500 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС.

Імак=P3·cos·U=800000·0,9·500=1005 A

АС-700/86 - марка провода

d=36,2 мм - наружный диаметр провода

r0=18,1

Ідоп=1180 А

Вк=ІпоІ·(tоткл+Та)=1,31І·(0,1+0,35)=0,77 кАІ·с,

Qмин=Вк/С=0,77·106/90=85<600 мм2

Іпо<20 кА проверка на схлёстывание не нужна

При проверке на термическую стойкость проводов линий, оборудованных устройствами быстродействующего АПВ, должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжительности прохождения токов К3.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, E0, кВ/см.:

E0=30,3·т(1+0,299/r0)=30,3·0,82(1+0,299/1,81)=31,2 кВ/см

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82);

где r0-радиус провода в сантиметрах

е0=30,3·m·(1+)=30,3·0,82·(1+)=30,3

где U-линейное напряжение (U=1,1·Uном) кВ

U=1,1+500=550

где Дcp - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз (единицы измерения сантиметры)

где Д - расстояние между соседними фазами, см.

Дср=1,25·Д

Дср=1,25·600=756

Делаем расщепление гибких шин

е=k·0,354·Un·r·logДа=0,354·5504·1,81·1,57=1,19·17,5=20,8

K=1+3·2·=1+3·2·=1,19

Rэкв=42·r·a3=42·1,81·403=20

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9E0. Таким образом, условие образования короны можно записать в виде

1,07·е0?0,9·е

1,07·20,8?0,9·30,3

22,5?27,2

Выбор гибких шин на 220 кВ

Імак=P3·cos·U=400000·0,9·220=1049 A

где - АС-600/72- марка провода

d - 33,2 мм - наружный диаметр провода

r0-16,6- радиус провода в сантиметрах

Ідоп - допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или температуре воздуха

Qмин - минимальное сечение по термической стойкости

Ідоп=1050 А

Вк=ІпоІ·(tоткл+Та)=2,2І·(0,1+0,35)=2,17 кАІ·с

Qмин=Вк/С=2,17·106/90=16<600 мм2

Іпо<20 кА проверка на схлёстывание не нужна

Проверка на коронирование:

е0=30,3·m·(1+)=30,3·0,82·(1+)=31

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82)

где U - линейное напряжение (U=1,1·Uном) кВ

U=1,1+220=242

где Дcp - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз (единицы измерения сантиметры)

Дср=1,25·400=504 см

Делаем расщепление гибких шин

е=k·0,354·Un·r·logДа=1,16·0,354·2204·1,81·1,9=15,6

K=1+3·2·=1+3·2·=1,16

Rэкв=r·a=1,16·20=5,57

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не более 0,9E0. Таким образом, условие образования короны можно записать в виде

1,07·е0?0,9·е

1,07·15,6?0,9·31

16,6?27,9

Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции

Мощность потребителей собственных нужд подстанции определяем и сводим данные в таблицу 5.1

Таблица 5.1

Нагрузка собственных нужд подстанции

Вид потребителя	Установленная мощность	cos ц	tg ц	Нагрузка
	Единицы, кВт·кол.	Всего, кВт			Pуст, кВт	Qуст, кВ·А
АОТДЦТН-267/500/220/10	5·3	10	0,85	0	15	6,2
Подогрев ВГБ-220	2·4	8	1	0	8	-
Подогрев ВКЭ-10	2·5	10	1	0	10	-
Подогрев КРУ	5	5	1	0	5	-
Подогрев реле шкафа	-	1	1	0	1	-
Отопление и освещение ОПУ	-	80	1	0	80	-
Освещение и вентиляция ЗРУ	-	7	1	0	7	-
Освещение ОРУ-220	-	5	1	0	5	-
Компрессорный эл. двигатель	30	30	1	0	30	-
Маслохозяйство	100·1	100	1	0	100	-
Подзарядно-зарядный агрегат	2·23	46	1	0	46	-
Итого					292	6,2

на 500 кВ:

на 220 кВ:

Для выбора мощности трансформатора собственных нужд составляем таблицу для расчета мощности нагрузки собственных нужд подстанции

Мощность трансформаторов с.н. при двух трансформаторах выбирается по условию

(4.1),

где Sрасч - расчетная нагрузка по таблице (5.1);

Кп - коэффициент допустимой аварийной перегрузки, равный 1,4.

Расчетная нагрузка СН подстанции определяется по формуле

(4.2)

Расчетная нагрузка при Кс=0,8 по формуле:

По условию имеем:

Ближайший к этой мощности принимаем трансформатор ТМ-250/10 с номинальной полной мощностью 250 кВ·А.

5. Разработка схем РУ подстанции

5.1 Выбор вариантов схемы ОРУ с учетом надежности

При небольшом количестве присоединений на стороне 35-500 кВ применяют упрощенные схемы, в которых обычно отсутствуют сборные шины, число выключателей уменьшенное. Упрощенные схемы позволяют уменьшать расход электрооборудования, строительных материалов, снизить стоимость распределительного устройства, ускорить его монтаж. Такие схемы получили наибольшее распространение на подстанциях.

Рассмотрим две схемы ОРУ 220 кВ, схема квадрат и схему мостика (Рис. 5.1.).

Рисунок 5.1. Схема квадрат.

Определим затраты каждой схемы и наиболее экономичный вариант примем за основную схему при составлении главной электрической схемы (Таблица 5.1.).

Таблица 5.1

Расчетные связи схемы квадрат

Выключатели	Q1	Q2	Q3	Q4
Q1	+	-	-	-
Q2	-	+	-	-
Q3	-	-	+	-
Q4	-	-	-	+

Определим вероятность совпадения:

Ущерб рассчитывается как произведение удельного ущерба и суммарного недоотпуска электроэнергии в систему, из-за всех отказов с потерей генерирующей мощности в проектируемой электроустановке.

Резисно - техническое:

Сельское хозяйство:

Определим ущерб:

где Рн - номинальная мощность нагрузки, кВт;

Уос - удельный ущерб, тенге/кВт;

Рсовп - вероятность совпадения, 1/год.

Определим капитальные затраты схемы выдачи мощности:

Определим стоимость потерь энергии в схеме:

Приведенные затраты определяем по формуле:

Таблица 5.2

Расчетные связи схемы полуторки

Выключатели	Q1	Q2	Q3	Q4	Q5	Q6
Q1	-	-	-	-	-	-
Q2	-	-	-	-	+	-
Q3	-	-	-	-	-	-
Q4	-	-	-	-	-	-
Q5	-	-	-	-	-	-
Q6	-	-	-	-	-	-

Определим вероятность совпадения

Определим ущерб:

Определим стоимость потерь энергии в схеме:

Кап.з.=4·3·106=12·106

Приведенные затраты определяем по формуле:

где Ен - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, который для расчетов в электроэнергетике принимается равным 0,12;

И - стоимость потерь энергии в трансформаторах, тыс. тенге;

У - ожидаемый системный ущерб от ненадежности элементов схемы, тыс. тенге.

Приведем сравнение затрат первого и второго вариантов

Принимаем схему мостика, так как она экономически выгодная (Рис. 5.2.).

Рисунок 5.2. Схема мостика.

Распределительное устройство нагрузки 500 кВ выполняется открытого типа (ОРУ-500). На ОРУ 500 кВ установлены 6 выключателей типа ВГБ-500 (масляные). Ошиновка выполнена проводом АС 700/86. Ввод питания осуществляется со средней обмотки трансформатора подстанции. На ОРУ-500 кВ применяется две системы шин секционированные выключателями.

Распределительное устройство нагрузки 220 кВ выполняется закрытого типа (ЗРУ-6). На ОРУ 220 кВ установлены 7 выключателей типа ВГБ-220. Принята одинарная секционированная система шин. В нормальном режиме работы секционный выключатель разомкнут. В ОРУ расположены также ячейки с трансформаторами собственных нужд и трансформаторы напряжения. План и схема заполнения ячеек ОРУ-220 кВ приведены на листе 3 графической части.

6. Расчет экономической эффективности проектирования подстанции 500/220/10

6.1 Расчет годового отпуска электроэнергии

Годовой отпуск электроэнергии от подстанции в первую очередь зависит от технологических характеристик применяемого оборудования. Для расчетов годового отпуска мы используем исходные данные по параметрам трансформаторов подстанций.

Согласно исходным данным, установленная мощность подстанции равна

(6.1),

Основной для расчета годового отпуска электроэнергии с подстанции является диспетчерский график электрической нагрузки. На практике он составляется на основании заявок крупных потребителей, а также по отчетным данным за предшествующие периоды.

Определим суточный отпуск электроэнергии на основании заданного диспетчерского графика нагрузки, приведенного в таблице 6.1.

Таблица 6.1

Суточный диспетчерский график электрической нагрузки подстанции

Диспетчерский график электрической нагрузки для зимы,
Часы суток	0-7	7-12	12-20	20-24
Нагрузка подстанции, в долях от установленной мощности подстанции	0,7·Nуст	0,4·Nуст	1,0·Nуст	0,5·Nуст
Нагрузка подстанции, МВт	35	20	50	25
Диспетчерский график электрической нагрузки для лета,
Часы суток	0-7	7-12	12-20	20-24
Нагрузка подстанции, в долях от установленной мощности подстанции	0,85	0,9	0,9	0,85
Нагрузка подстанции, МВт	29,7	18	45	21,2

Используя данные таблицы 6.1, определим суточный отпуск электроэнергии в зимний и летний дни соответственно по формулам:

(6.2)

(6.3)

Данные суточного отпуска электроэнергии используются для расчета коэффициента использования установленной мощности за сутки. Произведем расчет коэффициентов по следующим формулам:

(6.4) ,

(6.5)

Определим годовой отпуск электроэнергии подстанции с учетом коэффициента использования установленной мощности по формуле:

(6.6)

где Мзима - количество дней в октябре-марте, принимается 183 дня;

Млето - количество дней в апреле-сентябре, принимается 182 дня.

Годовой отпуск электроэнергии от подстанции составит 284,7 млн. кВт/час.

Определим число часов использования установленной мощности подстанции по формуле:

(6.7)

где Nуст - установленная мощность станции, кВт.

Используя значения числа часов использования установленной мощности, определим годовой отпуск электроэнергии отдельными трансформаторами по формуле:

(6.8)

На трансформаторных подстанциях значительная часть электроэнергии учитывается как потери при холостом ходе трансформатора ?Nх.х и нагрузочные потери ?Nк.з. Годовые потери электроэнергии в трансформаторах рассчитываются по следующей формуле:

 (6.9)

.

Общий годовой расход электроэнергии на собственные нужды подстанции определяется по формуле

(6.10)

где Кс.н. - коэффициент годового расхода электроэнергии на собственные нужды подстанции.

6.2 Определение капитальных вложений на сооружение подстанции

Для создания новых основных фондов необходимы материальные, трудовые и денежные ресурсы. Совокупные затраты этих ресурсов на создание новых или расширение и реконструкцию действующих основных фондов называются капитальными вложениями.

Они расходуются на строительно-монтажные работы и приобретение технологического оборудования, транспортных средств, инвентаря и так далее.

Величина капиталовложений в энергетические установки и их структура зависят от многих факторов: типа оборудования и его мощности, числа и параметров устанавливаемых агрегатов, применяемых схем технологических связей, местных условий строительства и другое. С увеличением мощности установки снижается абсолютная и относительная величина удельных затрат на строительные работы, но возрастает доля затрат на оборудование и его монтаж.

Расчет стоимости сооружения подстанции (капитальные затраты) производится приближенно, по укрупненным показателям.

Составляется перечень оборудования. Расчет капитальных затрат может быть представлен в виде таблицы 6.2.

Таблица 6.2

Перечень необходимого оборудования и затраты на его приобретение

Наименование оборудования	Количество	Цена за единицу	Первоначальная стоимость, тыс. тенге
		усл. ед.	тыс. тенге
ТДТН-25000/220	2	165	59400	118800
Ячейки на ВН 220	2	130	46800	93600
Ячейки на СН 35	3	20	7200	21600
Ячейки на НН 6	4	70	25200	100800
ИТОГО:	-	-	-	334800

Определение цен на оборудование производится по нормативной стоимости, приведенной в справочниках [5], [6], с учетом переводного коэффициента в цены текущего года. Переводной коэффициент учитывает влияние инфляции и принимается равным k=150.

Общий размер капитальных затрат на строительство подстанции включает также постоянную часть затрат по подстанциям, к которой относят стоимость здания общестанционного пункта управления, установки постоянного тока, компрессорной, оборудования собственных нужд, трансформаторного и масляного хозяйства, водоснабжения, теплоснабжения, дорого, освоения, планировки и озеленения площадки и тому подобное. Постоянная часть затрат и ее структура определяется и вносится в таблицу 6.3.

Таблица 6.3

Общие капитальные затраты на строительство подстанции

Наименование затрат	Цена за усл. ед.	Первоначальная стоимость, тыс. тенге
1	2	3
Электрооборудование	-	334800
Всего постоянная часть затрат	350	126000
Подготовка и благоустройство территории	50	18000
Общий подстанции пункт управления С.Н.	70	25200
Компрессорная	20	7200
Подъездные и внутриплощадочные дороги	25	9000
Средства связи и телемеханики	110	39600
Внешние сети (водоснабжение, канализации)	25	9000
Прочие затраты	60	21600
ИТОГО:	-	590400

После определения общих капиталовложений в строительство ТП, рассчитаем удельные капиталовложения по проектируемой ТП:

(6.11)

Удельные капиталовложения характеризуют относительную капиталоемкость проектируемой подстанции. В целом удельные капиталовложения с ростом мощности подстанций и устанавливаемых на них агрегатов снижаются, так как общие капиталовложения возрастаю в меньшей мере, чем мощность установки.

6.3 Расчет расходов на содержание оборудования и амортизации

Амортизация - это денежное возмещение износа основных производственных фондов путем включения части их стоимости в затраты на выпуск продукции, то есть амортизации есть денежное выражение физического и морального износа основных производственных фондов [7].

Амортизационные отчисления - это собственный источник финансирования обновления основных производственных фондов, величина которого зависит от двух факторов: стоимости имеющихся основных производственных фондов и норм амортизационных отчислений.

Амортизация основных средств начисляется с учетом числа часов использования установленной мощности станции.

Нормы амортизации определяем по формуле

(6.12)

Согласно производственным расчетом, размер капитальных вложений составит. Определим величину годовых амортизационных отчислений по формуле

(6.13)

Расходы по текущему ремонту основных средств включают основную и дополнительную заработную плату (с начислениями) ремонтного персонала, стоимость ремонтных материалов и используемых запасных частей, стоимость услуг сторонних организаций и вспомогательных производств [8].

Размер расходов рассчитывается приближенно по следующей формуле:

(6.14)

где ктек.р - коэффициент затрат на текущий ремонт в долях от амортизации; для подстанций с трансформаторами мощностью свыше 250 МВА ктек.р=0,3 для остальных - ктек.р=0,4.

6.4 Расчет численности персонала и годового фонда зарплаты

Эффективное использование средств труда в общественном производстве зависит от состава и квалифицированного уровня кадров. Персонал энергопредприятия делится на промышленно-производственный и непромышленный общая численность персонала составляет штаты предприятия.

Персонал трансформаторной подстанции включает эксплуатационный и ремонтный персонал. Эксплуатационный персонал постоянно находится на подстанции и занимается оперативным и текущим обслуживанием. Ремонтный персонал обслуживает подстанцию только во время планово-предупредительных ремонтов, а также при аварийных ситуациях.

Численность эксплуатационного и ремонтного персонала определяется по нормативам численности работников электроэнергетических предприятий в зависимости от количества и сложности оборудования на подстанции (Таблица 6.4.).

Таблица 6.4

Расчет ремонтосложности оборудования подстанции

Наименование	Кол-во усл. ед. на единицу измерения
	220 кВ
1 Подстанция	210
2 Силовой трансформатор ТДТН-25000/220	28
3 Воздушный выключатель	86
ИТОГО:	324

(6.15),

Численность персонала, приходящаяся на единицу производственной мощности предприятия, называется удельной численностью или штатным коэффициентом. Для подстанции штатный коэффициент рассчитывается как количество человек на 1 МВА установленной мощности [9].

После определения необходимой численности персонала рассчитывают штатный коэффициент по формуле

(6.16)

Заработная плата является основным источником дохода работников предприятия, поэтому в значительной мере обуславливает уровень их благосостояния.

При этом для предприятия заработная плата является расходами, которые относятся на себестоимость производимой продукции.

Оплата труда производится в повременной или сдельной форме. На энергетических предприятиях в основном используется повременная форма оплаты, что связано с особенностями технологического процесса....