Схемы УАВР должны удовлетворять изложенным ниже основным требованиям:

1. Находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при прекращении питания потребителей по любой причине и наличии нормального напряжения на другом, резервное для данных потребителей источнике питания. Чтобы не допустить включения резервного источника на короткое замыкание, линия рабочего источника к моменту действия УАВР должна быть отключена выключателем со стороны шин потребителей. Отключенное состояние этого выключателя контролируется его вспомогательными контактами или реле положения, и эти контакты должны быть использованы в схеме включения выключателя резервного источника. Признаком прекращения питания является исчезновение напряжения на шинах потребителей, поэтому воздействующей величиной устройства АВР обычно является напряжение. При снижении напряжения до определенного значения УАВР приходит в действие.

2. Иметь минимально возможное время срабатывания tabp. Это необходимо для сокращения продолжительности перерыва питания потребителей и обеспечения самозапуска электродвигателей. Минимальное время tabp определяется необходимостью исключить срабатывания УАВР при коротких замыканиях на элементах сети, связанных с рабочим источником питания, если при этом напряжение на резервируемых шинах станет ниже напряжения срабатывания устройства АВР. Эти повреждения отключаются быстродействующими защитами поврежденных элементов. При выборе выдержки времени необходимо также согласовывать действие УАВР с действием УАПВ и с действием других устройств АВР, расположенных ближе к рабочему источнику питания.

3. Обладать однократностью действия, что необходимо для предотвращения многократного включения резервного источника на устойчивое короткое замыкание.

4. Обеспечивать вместе с защитой быстрое отключение резервного источника питания и его потребителей от поврежденной резервируемой секции шин и тем самым сохранять их нормальную работу. Для этого предусматривается ускорение защиты после АВР.

5. Не допускать опасных несинхронных включений синхронных электродвигателей и перегрузок оборудования.

На стороне ВН устройство АВР должно подключать резервный источник питания при исчезновении напряжения на шинах рабочего источника по любой причине. Это устройство АВР включает в сеть линию 110 кВ, присоединенную к включаемому выключателю. Предусматривается, что устройство АВР воздушных линий работает совместно с АПВ питающих подстанций.

УАВР должно контролировать наличие напряжения на резервном источнике, отключенное состояние рабочего источника и быть отстроенным от максимальных токовых защит по времени.

Схема устройства АВР выключателей с электромагнитными приводами приведена на рис. 3.1. Пусковой орган УАВР содержит минимальные реле напряжения KV1, KV3 и максимальное реле напряжения KV2. Выдержку времени tавр1 создаёт реле времени КТ. Однократность действия обеспечивается промежуточным реле KLT, имеющим при возврате выдержку времени tавр2. В нормальном режиме выключатель Q4 и Q5 (рис.1.6) включён, а выключатель Q6 отключён. На шинах и на вводах от Т1 и Т2 имеется напряжение. Контакты минимальных реле напряжения KV1 и KV3 разомкнуты, а контакт максимального реле напряжения KV2 замкнут. Вспомогательные контакты Q4.1 и Q4.2 выключателя Q4 замкнуты, а вспомогательный контакт Q4.3 разомкнут. При этом реле KLT находится в возбуждённом состоянии и его контакты KLT.1 и KLT.2 замкнуты. Вспомогательный контакт Q6.1 выключателя Q6 замкнут; цепь электромагнита включения УАС2 подготовлена.

Рис. 3.1 - Схема устройства АВР выключателей с электромагнитными приводами

Устройство АВР действует следующим образом. При исчезновении напряжения на шинах подстанции срабатывают реле KV1 и KV3, их контакты в цепи реле времени КТ замыкаются. Если на вводах имеется напряжение, то реле KV2 находится в состоянии после срабатывания, его контакт замкнут. Реле времени КТ приходит в действие и по истечении времени tавр1 замыкает контакт в цепи электромагнита отключения YAT1, выключатель Q4 отключается, при этом его вспомогательные контакты Q4.1 и Q4.2 размыкаются, а Q4.3 в цепи электромагнита включения YAC2 замыкается, производя включение выключателя Q6. Если включение происходит на повреждённые шины, то защита выключателя (на схеме не показана) с ускорением после действия УАВР отключает его. Повторного включения не последует, так как к этому времени реле KLT размыкает свои контакты KLT.1 и KLT.2.

Автоматическое повторное включение (АПВ)

Практический опыт эксплуатации энергосистем показывает, что значительная часть отключений оборудования релейной защиты вызывается нарушением изоляции высокого напряжения. При снятии напряжения с поврежденной цепи электрическая прочность изоляции в месте повреждения быстро восстанавливается и цепь может быть вновь включена в работу без осмотра и ремонта.

Согласно Правилам устройств электроустановок (ПУЭ) обязательно применение АПВ на всех воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линиях напряжением выше 1 кВ. Автоматическое повторное включение восстанавливает нормальную схему сети также и в тех случаях, когда отключение выключателя происходит вследствие ошибок персонала или ложного действия релейной защиты. Неустойчивые КЗ часто возникают не только на ВЛ, но и на шинах подстанций. Поэтому на подстанциях, оборудованных быстродействующей защитой шин, также применяется АПВ, которое производит повторную подачу напряжения на шины в случае их отключения релейной защитой; АПВ шин имеет высокую эффективность, поскольку каждый случай успешного действия предотвращает аварийное отключение целой подстанции или ее части.

УАПВ - устройство автоматического повторного включения, предназначенное для автоматического ввода в работу электрического оборудования (после его преднамеренного отключения) с целью повышения надежности электроснабжения потребителей. Устройства АПВ работают в едином комплексе с релейной защитой.

Предусматривается АПВ шин среднего напряжения с пуском от несоответствия положения выключателя с положением ключа управления и запретом АПВ при работе защит трансформатора от внутренних повреждений.

На отходящих кабельных линиях предусматриваем АПВ однократного действия с пуском от несоответствия положения выключателя и ключа управления (или реле фиксации). При этом целесообразно предусмотреть ускорение ступеней, защиты с выдержками времени после АПВ.

Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе представлена на рис. 3.2.

В комплектное реле входят:

Реле времени KT, создающие выдержку времени tавр1 от момента пуска устройства АПВ до замыкания цепи контактора включения выключателя; промежуточное реле KL1 с двумя обмотками - обмоткой тока KL1.1 (последовательной) и обмоткой напряжения KL1.2; реле при срабатывании замыкает цепь включения выключателя;

Конденсатор C1, в результате разряда которого срабатывает реле KL1 и обеспечивается однократность действия УАПВ;

Резисторы: R1, обеспечивающий термическую стойкость реле времени; R2, ограничивающий скорость разряда конденсатора C1; R3, разряжающий конденсатор C1 при срабатывании устройств защиты, после действия которых не должно происходить АПВ, и при отключении выключателя ключом управления SA (запрет АПВ);

Питание электромагнита отключения YAT выключателя используется предварительно заряженный конденсатор C2 блока питания и заряда UGV. В схему введено промежуточное реле KL2 для разделения оперативных цепей электромагнита отключения и реле РПВ-58.

Схема действует следующим образом. При отключение выключателя по любой причине вследствие замыкания его вспомогательного контакта Q.1 срабатывает реле положения выключателя KQT и замыкает свой контакт KQT.1 в цепи пуска устройства АПВ. Если отключение произошло не от ключа управления SA, то он остается во включенном положении, а его контакт SA.1 замкнут. Таким образом фиксируется несоответствие ключа управления и выключателя, необходимое для пуска реле времени KT. Его контакт KT.1, размыкаясь без выдержки времени, включает резистор R1, обеспечивая термическую стойкость реле, а контакт KT.2 с заданной выдержкой времени подключает обмотку KL1.2 промежуточного реле к конденсатору C1. Вследствие разряда конденсатора реле KL1 срабатывает и замыкает контакт KL1.1 в цепи контактора включения выключателя KM, в которую включена последовательная обмотка KL1.1 реле. Она удерживает реле KL1 в возбужденном состоянии до полного включения выключателя. При успешном АПВ выключатель остается во включенном положении. Действие устройства АПВ фиксируется указательным реле KH.

Рис. 3.2 - Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе

Схема становится готовой к новому повторному действию после заряда конденсатора C1. При этом обеспечивается однократность действия УАПВ, так как конденсатор заряжается только при включенном положении выключателя. Включения выключателя при неуспешном АПВ не происходит.



4. Измерение и учет электроэнергии

Контроль за соблюдением установленного режима работы подстанции, качеством и количеством передаваемой электроэнергии осуществляется с помощью показывающих и регистрирующих измерительных приборов и счетчиков. На подстанции применим дифференцированный учет по зонам суток на базе интеллектуальных счетчиков LZQM.



5. Выбор оперативного тока и источников питания

Вид оперативного тока определяется типами выбранных выключателей (приводов), а также схемами релейной защиты и автоматики. Для проектируемой подстанции применим выпрямленный оперативный ток, т.к. мы выбирали оборудование, которые снабжены мощными электромагнитными приводами и сложными быстродействующими защитами.

На проектируемой подстанции для питания приводов высоковольтных выключателей применим блоки питания БПТ-1002 и БПН-1002, т.к. они более мощные (выходная мощность до 1200 Вт, напряжение 220 В).

Блоки питания БП-11 и БП-101 будем использовать для питания релейной защиты и автоматики.



6. Собственные нужды, измерение, управление и сигнализация на подстанции

6.1 Собственные нужды подстанции

Для определения мощности трансформатора собственных нужд составим ведомость ожидаемых нагрузок (табл. 6.1) с учетом обеспечения всех потребителе собственных нужд при выходе из строя одного из трансформаторов собственных нужд.

Таблица 6.1 - Расход на собственные нужды для подстанции 110/35/10

№ п.п.	Электроприёмники собственных нужд	Установленная мощность (Pуст) приемника, кВт	Количество приемников	Суммарная мощность, кВт
1	Электродвигатели обдува силового трансформатора	0,25	16	4
2	Подогрев шкафов управления	0,6	2	1,2
3	Подогрев приводов выключателей ВМТ - 110Б - 20/1000	1,25	4	5
4	Подогрев приводов разъединителей	2,5	2	5
5	Подогрев шкафов релейной аппаратуры	0,5	4	2
6	Наружное освещение	4,5	2	9
7	Освещение подстанции	0,04	50	2
8	Оперативные цепи	1,8	2	3,6
	Итого:			31,8

Полученную суммарную нагрузку необходимо умножить на коэффициент спроса Кс = 0,7, кВА:

,

,



Согласно ГОСТ 9680-77 выберем мощность трансформатора собственных нужд равной 25 кВА.

По рекомендациям «Норм технологического проектирования» на подстанции с двумя трансформаторами устанавливаются два трансформатора собственных нужд ТМ -25/10.

Трансформатор собственных нужд присоединяют к выводам 10 кВ силового трансформатора.

6.2 Регулирование напряжения на подстанции

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения на шинах ПС. В электрических сетях предусматриваются различные способы регулирования, одним из которых является изменение коэффициента трансформации трансформаторов.

Обмотки трансформаторов снабжаются дополнительными ответвлениями, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), то есть после отключения всех обмоток от сети или под нагрузкой (РПН).

Районные понизительные ПС, согласно [3], должны иметь силовые трансформаторы со встроенными в них устройствами РПН. Регулирование под нагрузкой позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для увеличения диапазона регулирования без увеличения числа ответвлений применяют ступени грубой и тонкой регулировки. Наибольший коэффициент трансформации получается, если переключатель П находится в положение II, а избиратель И - на ответвление 4. Наименьший коэффициент трансформации при положение переключателя I, а избирателя - на ответвлении 1.

Рис. 6.1 - Схема включения регулирующих ступеней РПН трансформатора

6.3 Выбор конструкции распределительных устройств

Распределительные устройства 110 кВ выполняем открытого типа, т. е. предлагается, что вблизи нет химически активных и загрязненных сред, а так же нет ограничения по площади. Принимаем, что площадь земельного участка под подстанцию 40х70,2 м = 2808 м2. Данная площадь учитывает размещение на подстанции ОРУ высшего напряжения, открытую установку двух трансформаторов. КРУ среднего и низшего напряжений выполняется в виде закрытых распределительных устройств с выводом ВЛ и КЛ в противоположные стороны. Порталы для ошиновки принимаем со стойками из железобетонных центрифугированных труб. Ошиновка РУ жесткая алюминиевая и гибкая из сталеалюминевых проводов марки АС.

Все аппараты на стороне высшего напряжения подстанции располагаем на низких основаниях в горизонтальной плоскости. Разъединители, трансформаторы напряжения монтируем на специальных опорных конструкциях (стульях). Фундаменты под силовые трансформаторы выполняем в виде железобетонных подножников. Их также как и опоры аппаратов, сооружаем на отметках 250 мм выше уровня планировки.

Распределительные устройства 10 кВ выполняем из комплектных шкафов внутренней установки заводского изготовления. Выбираем шкафы серии КРУ-2-10.



7. Безопасность жизнедеятельности

Анализ возможных вредных и опасных факторов при монтаже и эксплуатации проектируемого объекта:

- проектируемая подстанция 110/35/10кВ и ВЛ 110 кВ. являются устройством без технологического производства, поэтому вредные выбросы в атмосферу отсутствуют;

- для предотвращения загрязнения окружающей территории при аварийном сбросе трансформаторного масла и предотвращения распространения пожара - проектом предусматривается сооружения маслоприемника рассчитанного на 100% задержания масла из одного трансформатора;

Противопожарные мероприятия и пожарная защита проектированы в соответствии с РД 153-34.0-49.101-2003 ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ ПРОТИВОПОЖАРНОЙ ЗАЩИТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (разработана ОАО "Институт Гидропроект", НПП "Энергоперспектива", "Интерэнергоинжинеринг" с учетом предложений и замечаний Института Теплоэлектропроект, ряда АО-энерго и других проектных и энергопредприятий ОАО РАО "ЕЭС России", а также ГУГПС МЧС РФ..

Безопасность организация работ при эксплуатации и ремонте, строительстве и наладки проектируемой подстанции определены ПУЭ [3].

7.1 Заземление подстанции

Рассмотрим меры защиты обслуживающего персонала и оборудования, применяемого на ПС.

Все металлические части электроустановок, нормально находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно заземляться (соединяться с землей). Для этой цели создается защитное заземление и его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений.

На проектируемой ПС заземлены корпуса трансформаторов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, приводы электрических аппаратов, каркасы электрических щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции РУ и другое оборудование.

Заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппаратов или электроустановок - это рабочее заземление. К нему относится заземление нейтрали трансформаторов, дугогасительных катушек.

Для защиты оборудования от повреждений ударами молний применяется грозозащита с помощью разрядников и молниеотводов, которые присоединяются к заземлителям. Обычно для выполнения заземлителей используются естественные или искусственные заземлители. В связи с тем, что данных о естественных заземлителях нет, то в данном проекте применяем искусственное заземляющее устройство.

В качестве искусственных заземлителей применяем прутковую, круглую сталь и полосовую сталь.

Заземляющее устройство выполним из вертикальных заземлителей, соединенных полос, полос, проложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении, которые создают заземляющую сетку (рис. 7.1).

Рис. 7.1 - Расчет сложных заземлителей

а) контур заземления подстанции, б) расчетная модель

При расчете заземляющего устройства принимаем площадь проектируемой ПС, м2:

,

Определим коэффициент напряжения прикосновения kп :

,

где М - параметр зависящий от сопротивления грунта, при:

,

М = 0,5 по [2],

lв - длина вертикального заземлителя, принимаем lв = 2 м;

LГ - длина вертикального заземлителя, принимаем LГ = 860 м;

а - расстояние между вертикальными заземлителями, принимаем а = 7 м;

в - коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека Rч = 1000 Ом и сопротивлению растекания тока от ступней Rс = 105 Ом:

,

,

,

,

Определим напряжение на заземлителе, В:

,

где

Uпр доп - наибольшее допустимое напряжение прикосновения, Uпр доп = 400 В по [2];

,

что в пределах допустимого (< 10 кВ).

Определим сопротивление заземляющего устройства, Ом:

,

где Iз - ток стекающий с заземлителя при однофазном коротком замыкании, А:

,

,

,

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную квадратную модель со стороной, м:

,

Число ячеек на стороне квадрата:

,

,

принимаем m = 7.

Длина полос в расчетной модели, м:

,

,

Длина сторон ячейки, м:

,

,

Число вертикальных заземлителей по периметру контура:

,

,

принимаем nв = 106.

Общая длина вертикальных заземлений, м:

,

,

Относительная глубина:



,

где t - глубина прокладки заземлителя, t = 0,5 м.

тогда:

,

,

Относительное эквивалентное удельное сопротивление для сеток с вертикальным заземлителем по [2, табл. 7.6] для с1/с2 = 1,17, a/lв = 3,5 и (h1-t)/lв = 0,25:

,

тогда:

,

Общее сопротивление сложного заземлителя, Ом:

,

,

что меньше допустимого Rз доп = 0,822 Ом.

Напряжение прикосновения, В:

,



,

что меньше допустимого Uдоп = 400 В.

7.2 Молниезащита подстанции

Защиту распредустройств проектируемой подстанции от прямых ударов молний осуществляем молниеотводами. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника, который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии, и токопроводящего спуска с заземлителем, через который ток молнии отводится в землю.

Применим четыре стержневых молниеотвода по углам подстанции (рис. 7.2).

Рис. 7.2 - Зона защиты четырех молниеприемников

Принимаем уровень защищаемой зоны hx по наивысшему элетроборудованию - трансформатору ТДТН-16000/110 - hx = 5 м. Высоту молниеотвода h принимаем 25 м.

Определим зону защиты молниеотводов.

Так как число молниеотводов больше двух, то внешние части защищаемой зоны определяются по формуле, м:

,

где ha - превышение молниеотвода над рассматриваемым уровнем, м:

,

,

,

Высота защитной зоны в середине между молниеприемниками должно удовлетворять условию:

,

,

Условием защиты всей площади является выполнение уравнения:

,

,

,

Таким образом, подстанция полностью находится в зоне защиты молниеприемников.



8. Технико-экономическое обоснование проекта

При разработке различных проектов (вариантов проекта) все интегрированные показатели должны быть приведены к сопоставимому виду.

К числу интегрированных показателей экономической эффективности относятся:

- интегральный эффект или чистый дисконтированный доход (ЧДД);

- индекс доходности (ИД);

- внутренняя норма доходности.

Интегрированный эффект (ЭИНТ) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному этапу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над затратами (расходами).

Величина ЭИНТ (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

где Rt - результат (доходы), достигаемые на t-ом этапе расчета;

Зt - затраты (без капитальных), осуществляемые на t-ом этапе расчета;

Т - продолжительность расчетного периода Т;

К - величина дисконтированных капиталовложений (инвестиций):

бt - коэффициент дисконтирования:

,



Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на вложенный капитал;

t - номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта;

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:

,

,

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта Евн, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами Евн (ВНД) является решением уравнения:

,

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами это - период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления.

Кроме интегрированных показателей экономической эффективности проекта обычно ещё осуществляют оценка финансового состояния предлагаемого проекта (или вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются: рентабельность производства, рентабельность продукции, коэффициент ликвидности.

Рентабельность производства определяется:

,

где Пв - валовая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности за расчетный период Т, (т.руб./год);

- среднегодовая стоимость производственных фондов (т.руб.).

Рентабельность продукции определяется:

,

где Пч - чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности за расчетный период Т (т.руб./год);

- суммарная выручка от реализации (т.руб./год).

В дополнение к финансовым показателям в оценке эффективности проекта следует использовать натуральные, в том числе, производительность труда, удельные расходы и потери энергии, трудоемкость обслуживания системы электроснабжения, надежность электроснабжения.

Оценка финансового состояния и другие расчеты данного проекта не проводились. Фактически технико-экономическая оценка проекта сведена к определению эффективности в соотношении с технологическими потерями электроэнергии при ее передаче и трансформации по электрическим сетям.

Исходные данные

При определении капиталовложений были использованы материалы реализации проекта по строительству и вводу в эксплуатации электрической подстанции «Хомутово-2», которое было предусмотрено Федеральной целевой программой «Социально-экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года» [Официальный сайт агентства газификации и развития инфраструктуры Сахалинской области. - URL:http://gas.admsakhalin.ru/page.php?news=24].

В целом стоимость строительства и ввода в эксплуатацию ПС составила 585 млн. рублей. Финансирование осуществлялось за счет средств федерального и областного бюджетов. Генеральным подрядчиком по реализации этого инвестиционного проекта выступило ЗАО «ГК «Электрощит»-ТМ Самара».

Генеральным подрядчиком было произведено и поставлено два силовых трансформатора ТДТН-40000/110-У1, ОРУ 110 кВ по схеме 110-13Н с двумя рабочими и обходной системой шин на 9 ячеек, ОРУ 35 кВ по схеме 35-9 с одной рабочей системой шин, секционированной выключателем, ЗРУ 10 кВ по схеме 10-1 с одной одиночной системой шин, секционированной выключателем. Все монтажные изделия также были изготовлены на основной производственной площадке в Самаре с применением технологии горячего цинкования.

В показатели стоимости ПС включены стационарные устройства для ревизии трансформаторов и затраты на внешние инженерные сети (дороги, водопровод и др.) в объемах, предусмотренных «Нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ».

Показатели стоимости ПС приведены с учетом НДС (18 %), соответствуют нормальным условиям строительства и учитывают все затраты производственного назначения, а также затраты на временные здания и сооружения, проектно-изыскательские работы, авторский надзор и прочие работы. Показатели стоимости ПС приведены для наиболее распространенных типов оборудования ПС.

В качестве исходной принята стоимость объекта 585 млн. руб.

Норма доходности рубля принимается согласно среднего процента по инвестиционным проектам в электроэнергетике (в 2014 году Е = 12% [данные Росстата для предприятий электроэнергетики]).

Примем продолжительность строительной стадии и ввода в эксплуатацию - 3 года, начало эксплуатации подстанции последний месяц третьего года, распределение капиталовложений по первому, второму и третьему году строительства соответственно - 20, 40 и 40 %.

Примем продолжительность расчётного периода (горизонт расчёта) равным 13 лет (3 года строительства и 10 лет эксплуатации), время использования максимума нагрузки высокого напряжения составляет 6234,3 час, количество электроэнергии передаваемой за год 107230 МВт·час (СН-1: 55279 МВт·час и СН-2: 51933 МВт·час).

Резерв дополнительной мощности электроэнергии в 20 %, который имеет подстанция планируется ввести равными частями в течение первых трёх лет после ввода подстанции в эксплуатацию.

Рост тарифов на передачу электроэнергии в сети принимаем 15 % в год.

Расчет потерь электроэнергии выполнен в соответствии с п. 23 Инструкции по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утв. приказом Минэнерго России от 30.12.2008 г. № 326 (в ред. Приказа Минэнерго РФ от 01.02.2010 № 36).

Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям включают в себя:

а) технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций;

б) потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии.

Объем (количество) технологических потерь электроэнергии в целях определения норматива технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде (приложение 1 к Инструкции № 326).

Технические потери электроэнергии в электрических сетях, возникающие при ее передаче по электрическим сетям, состоят из потерь, не зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) условно-постоянных потерь и потерь, объем которых зависит от величины передаваемой мощности (нагрузки) нагрузочных (переменных) потерь.

Расход электроэнергии на собственные нужды определяется в соответствии с приборами учета. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды приведена в приложении 2 к Инструкции № 326.

Условно-постоянные потери электроэнергии - технические потери электроэнергии, практически не зависящие от нагрузки. Условно-постоянные потери электроэнергии трансформаторной подстанции 110 кВ включают в себя:

- потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);

- потери на корону в воздушных линиях (ВЛ) 110 кВ и выше;

- потери в синхронных компенсаторах, батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторах;

- потери в шунтирующих реакторах (ШР), соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанции (СППС);

- потери в системе учета электроэнергии, в ом числе, трансформаторах тока (ТA), трансформаторах напряжения (ТV), счетчиках и соединительных проводах;

- потери в вентильных разрядниках (RV), ограничителях перенапряжений (ОПН);

- потери в устройствах присоединений высокочастотной связи (ВЧ связи);

- потери в изоляции кабелей;

- потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;

- расход электроэнергии на собственные нужды (СН) подстанций (ПС);

- расход электроэнергии на плавку гололеда.

Потери на корону в ВЛ, в изоляции кабелей, от токов утечки по изоляторам ВЛ, расход электроэнергии на плавку гололеда в данном экономическом расчете электрической подстанции не учитываются.

Потери электрической мощности на холостой ход при работе нескольких силовых трансформаторов:

где:

k - количество одинаковых трансформаторов на ПС, в нашем случае k=2;

PХХ - потери активной мощности в режиме холостого хода по паспорту, 23 кВт.

Потери электроэнергии в силовых трансформаторах:

где:

Тгод - длительность работы трансформаторов, 8760 час.

Расчет потерь электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ связи, измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках

Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ связи, измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках 0,22-0,66 кВ принимаются в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимаются в соответствии с таблицей 3.

Таблица 8.1 - Потери электроэнергии в вентильных разрядниках (RV), ограничителях перенапряжений (FV), измерительных трансформаторах тока (ТA) и напряжения (ТV) и устройствах присоединения ВЧ связи (УПВЧ) (на одно устройство)

Класс напряжения, кВ	Потери электроэнергии, МВт•час в год, по видам оборудования
	RV	FV	ТА	ТV	УПВЧ
10	0,021	0,001	0,1	1,9	0,01
35	0,091	0,013	0,4	3,6	0,02
110	0,60	0,22	1,1	11,0	0,22

Примечания

1. Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования - на три фазы.

2. Потери в трех однофазных ТV принимаются равными потерям в одном трехфазном ТV.

3. Потери электроэнергии в ТA напряжением 0,4 кВ принимаются равными 0,05 тыс. кВтч/год.

4. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365 (в данных расчетах не учитывается).

Потери электроэнергии в измерительных трансформаторах тока (ТA) определены на основании исходных данных о количестве ТA и удельных потерях электроэнергии на один комплект трансформаторов по уровням напряжения исходя из продолжительности расчетного периода 365 дней. Результаты расчета приведены в табл. 2.

Таблица 8.2 - Результаты расчета потерь электроэнергии в измерительных трансформаторах тока

Уровень напряжения	кВ	110	35	10	Всего
Потери электроэнергии в одном комплекте ТА на три фазы	МВт·час в год	1,1	0,4	0,1
Количество комплектов ТА на три фазы	шт.	19	26	24
Потери электроэнергии	МВт·час в год	20,9	10,4	2,4	33,7

Таблица 8.3 - Результаты расчета потерь электроэнергии в измерительных трансформаторах напряжения

Уровень напряжения	кВ	110	35	10	Всего
Потери электроэнергии в одном комплекте ТV на три фазы	МВт·час в год	11	3,6	1,9
Количество комплектов ТV на три фазы	шт.	2	2	11
Потери электроэнергии	МВт·час в год	22	7,2	20,9	50,1

Вентильные разрядники служат для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжений в электрических сетях. Вентильные разрядники устанавливают возле трансформаторов, а также у вводов воздушных линий в распределительное устройство. Действие вентильного разрядника основано на том, что при увеличении напряжения сопротивление уменьшается. Более современными средствами защиты от перенапряжений являются нелинейные ограничители перенапряжения (FV).

Таблица 8.4 - Результаты расчета потерь электроэнергии в ограничителях перенапряжений (FV)

Уровень напряжения	кВ	110	35	10	Всего
Потери электроэнергии в одном комплекте FV на три фазы	МВт•час в год	0,22	0,013	0,001
Количество комплектов FV на три фазы	шт.	4	4	4
Потери электроэнергии	МВт час в год	0,88	0,052	0,004	0,936

Таблица 8.5 - Результаты расчета потерь электроэнергии в устройствах присоединения ВЧ связи (УПВЧ)

Уровень напряжения	кВ	110	35	10	Всего
Потери электроэнергии в одном комплекте УПВЧ на одну фазу	МВт•час в год	0,22	0,02	0,01
Количество комплектов УПВЧ на одну фазу	шт.	3	3	3
Потери электроэнергии	МВт•час в год	0,66	0,06	0,03	0,75

Потери электроэнергии в электрических счетчиках приняты 0,5 МВт•час в год.

Расчет потерь электроэнергии в компенсирующих устройствах

К статическим компенсирующим устройствам (КУ) относятся батареи статических конденсаторов (БК) и статические тиристорные компенсаторы (СТК). В проектируемой подстанции применяются батареи статических конденсаторов.

Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах определены по формуле:

,

где:

- удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными компенсирующего устройства;

- номинальная емкостная мощность компенсирующего устройства;

- число часов работы компенсирующего устройства в

году.

При отсутствии паспортных данных значение ?Pку принимают равным для БК 0,003 кВт/кВАр, для СТК 0,006 кВт/кВАр. принято равным 0,003 кВт/кВАр.

Годовое потребление реактивной мощности на стороне ВН, МВАр·час:

,

где

99,764 и 144,77 данные реактивной мощности в летний и зимний период (см. табл. 1.3). Результаты расчета приведены в табл. 5.

Таблица 8.6 - Результаты расчета потерь электроэнергии в статических компенсирующих устройствах

	Удельные потери мощности	Мощность КУ (емкостная составляющая)	Потери электроэнергии
Обозначение	PКУ	QКУ	WКУ
Ед изм.	МВт/МВАр	МВАр•час	МВт•час
Тип КУ: БК	0,003	44064,880\	132,195

Расчет потерь электроэнергии в шунтирующих реакторах, соединительных проводах и сборных шинах подстанции 110 кВ.

Потери электроэнергии в шунтирующих реакторах подстанции 110 кВ принято 32 МВт•час в год на 1 МВА максимальной мощности сети.



Всего: 32 Ч 18,576 = 594,432 МВт•час.

Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах подстанции 110 кВ определены из расчета удельной потери электроэнергии на одну подстанцию 11 МВт•час в год.

Расход электроэнергии на собственные нужды определяется в соответствии с расчетным значением, которое было определено в п. 6.1 и равна 24,73 кВт, отсюда потери электроэнергии на собственные нужды

,

Потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии в данном расчете приняты 0,1 % от суммы условно-постоянных и нагрузочных потерь.

Итого условно-постоянные потери электроэнергии:

Расчет нагрузочных потерь электроэнергии

Нагрузочные (переменные) потери электроэнергии - технические потери электроэнергии в линиях и силовых трансформаторах, зависящие от передаваемой нагрузки. Нагрузочные потери электроэнергии могут быть определены для:

- линий электропередачи;

- силовых трансформаторов.

Ввиду отсутствия расчета линий электропередач расчет потерь данного вида не производится.

Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в силовых трансформаторах

Нагрузочные потери электроэнергии в трехобмоточных силовых трансформаторах 110 кВ определены по методу средних нагрузок.

Если паспортные данные оборудования содержат одно из трех значений потерь короткого замыкания, то расчет активных сопротивлений выполняется с использованием «сквозного активного сопротивления» с последующим его разделением по ветвям схемы замещения в пропорциях, определяемых отношениями номинальных мощностей обмоток, представленных в таблице 11.

Сквозное активное сопротивление определяется по формуле:

,

где:

РКЗ - потери короткого замыкания при номинальной нагрузке обмотки высшего напряжения, кВт.

Таблица 8.7. - Соотношение мощностей и активных сопротивлений трехобмоточного трансформатора

Мощность обмоток трансформатора по отношению к номинальной, %	Активное сопротивление, Ом
SВ	SС	SН	RТ В	RТ С	RТ Н
100	100	100	0,5 RСКВ	0,5 RСКВ	0,5 RСКВ
100	67	100	0,5 RСКВ	0,75 RСКВ	0,5 RСКВ
100	100	67	0,5 RСКВ	0,5 RСКВ	0,75 RСКВ
100	67	67	0,5 RСКВ	0,82 RСКВ	0,82 RСКВ
100	100	50	0,5 RСКВ	0,5 RСКВ	RСКВ
100	50	50	0,5 RСКВ	RСКВ	RСКВ
100	100	33	0,5 RСКВ	0,5 RСКВ	1,5 RСКВ

При равной мощности всех обмоток 100 Ч 100 Ч 100:



RТ В = RТ С = RТ Н = 2,58 Ом

где:

PТ В, PТ С, PТ Н, QТ В, QТ С, QТ Н - средние значения активной и реактивной мощностей по обмоткам трехобмоточного трансформатора, принимаемые на интервале Т неизменными, МВт, МВАр соответственно;

UСР В, UСР С, UСР Н, - значения напряжения по высшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) на интервале времени, соответственно 110, 35 и 10 кВ;

RТ В, RТ С, RТ Н, - активные сопротивления обмоток трехобмоточного трансформатора, Ом (см. табл. 1.9). В данном случае соотношение SВ, SС и SН выбрано 100 Ч 100 Ч 100.

Значения средних значений активных и реактивных мощностей можно заменить значениями полной мощности.

Тогда

(8.14)

Среднее значение полной мощности на высоком напряжении (см. табл. 1.3)



Среднее значение полной мощности на среднем напряжении (см. табл. 1.2)

Среднее значение полной мощности на низком напряжении (см. табл. 1.1)

Отсюда

При наличии раздельного учета потерь по уровням напряжения нагрузочные потери электроэнергии в трехобмоточном трансформаторе (автотрансформаторе) за весь период определяются по формуле:

где:

- коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99);

- коэффициент формы графика суточных отпусков электроэнергии в сеть;

max - продолжительность максимальных потерь электроэнергии на соответствующей стороне напряжения.

Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети определен как:

,

где:

- коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети kЗ = 0,7 (1.4).

Таблица 8.8. - Сводные данные расчетов

Сторона	SСР, МВА	RТ, Ом	PСР, МВт	фmax, час	kЗ	kФ
НН	6,883	2,6	0,0376	5583,35	0,77	1,1
СН	6,342	2,6	0,08537	4152,39	0,644	1,18
ВН	13,235	2,6	1,2318	4893,79	1	1

Тогда, нагрузочные потери электроэнергии в трансформаторе:

В качестве тарифа на электроэнергию приняты тарифы для сетевых организаций, покупающих у ОАО "Сахалинэнерго" электрическую энергию для компенсации потерь электрической энергии (тарифы указываются без НДС), которые представлены в приказе региональной энергетической комиссии Сахалинской области от 24.12.2014 n 130-э (ред. от 12.01.2015) "Об установлении тарифов на электрическую энергию (мощность) для потребителей ОАО "Сахалинэнерго".



Таблица 8.9. - Тариф на электрическую энергию (мощность)

N п/п	Показатель (группы потребителей с разбивкой тарифа по ставкам)	Единица измерения	Цена (тариф) указываются без НДС
			1 полугодие	2 полугодие
1.	Одноставочный тариф	руб./кВт. ч	2,7656	3,16131
1.1.	средневзвешенная стоимость электроэнергии (мощности)	руб./кВт. ч	2,3474	2,65392
1.2.	инфраструктурные платежи	руб./кВт. ч	0,0182	0,04068
1.3.	сбытовая надбавка гарантирующего поставщика	руб./кВт. ч	0,4000	0,46671

Структура себестоимости электроэнергии ОАО "Сахалинэнерго" за 2013 год дает следующие данные: 65 % затрат составляют расходы на производство электроэнергии, остальные расходы распределятся также 65 % на ЛЭП и 35 % на подстанции [1, с. 71], то принимаем на первый год реализации проекта среднее значение с коэффициентом 0,35:

0,35Ч2,963455 = 1,0372 руб./кВт·час.

Результаты расчетов сведем в виде таблицы 8.11.

Годовые нормы амортизационных отчислений по типовым устройствам электроснабжения представлены в табл. 2.5. [Шилов И.Г., Шилова В.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов в предприятиях электроэнергетического комплекса // Онлайн Электрик: Электроэнергетика. Новые технологии, 2012.

Таблица 8.10 - Нормы амортизационных отчислений по видам устройств

Устройства электроэнергетики	Нормы амортизационных отчислений, проц.
1. Производственные здания	2,2
2. Воздушные линии электропередач 35-220 кВ - на металлических ж/б опорах; - на деревянных опорах	2,0 4,0
3. Кабельные линии 6-10 кВ	3,3
4. Контактная сеть ж.-д. транспорта	2,5
5. Силовое электротехническое оборудование	4,4
6. Оборудование ЗРУ и ОРУ, измерительные приборы, трансформаторы, преобразователи, выключатели	5,6
7. Оборудование трансформаторных подстанций	6,6
8. Электродвигатели и дизельные генераторы	6,2
9. Электрогенераторы передвижных электростанций	12,5

По данным таблицы графически определим сроки окупаемости проектов. Для этого необходимо построить графики (рис. 8.1) в координатах: ось Х - годы, ось Y - ЧДД нарастающим итогом. Установить, что срок окупаемости 6,5 лет.

Рисунок 8.1 - Определение срока окупаемости

Таблица 8.11 - Ожидаемые технико-экономические показатели эксплуатации подстанции



Заключение

Произведен расчет трансформаторной подстанции 110/35/6 кВ. В ходе работы были рассчитаны графики нагрузок, произведен выбор силовых трансформаторов и выполнен их технико-экономический расчет. Выбрана схема электрических соединений, которая является дешевой и наиболее надежной.

Из расчетов токов КЗ, в наиболее тяжелом режиме, был произведен выбор основного оборудования подстанции: шин, изоляторов, силовых выключателей, разъединителей, плавких предохранителей, трансформаторов тока и напряжения. Выбранное оборудование соответствует всем параметрам подстанции и удовлетворяет условиям выбора.

Для подстанции произведен расчет заземления и молниезащиты.

В результате проделанной работы были приобретены навыки по проектированию электрической части электростанций и подстанций.



Список использованных источников

1. Ананичева С.С., Мызин А.Л., Шелюг С.Н. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования Часть I. Электроэнергетические системы и сети Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ?УПИ, 2005

2. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). - СПб.: Изд-во ДЕАН, 2013. - 928 с.

3. Рожкова Л.Д. Электрическая часть электрических станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 642 с.

4. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012. - 376 с.

Размещено на Allbest.ru

...