ТЭО длительности перерывов

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 100МВ×А 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 ³12 – 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 × DЭ_ст + С_м × DЭ_м ,

где DЭ_ст и DЭ_м – годовые потери в стали и меди, кВт×час;

С_ст и С_м – удельная стоимость потерянной энергии в стали и меди, руб/кВт×час;

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/кВт×час, С_м=0,012 руб/кВт×час.

Для Сибири: С_ст=0,006 руб/кВт×час, С_м=0,007 руб/кВт×час.

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

К=К_тр=a×К_зав.

a - коэффициент для пересчета заводской стоимости трансформаторов;

К_зав - коэффициент расчетной стоимости

Таблица 2 [6]

Параметр	Значение параметра
Uном. ВН транс- форматора, кВ	35		110		150		220
Sном. МВ×А	£16	>16	£32	>32	£63	>63	£160	>160
Коэффициент a	2	1,6	1,7	1,5	1,5	1,35	1,4	1,3

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

DЭ_ст. = n×Р_х×х × 8760,

где n – количество параллельно работающих трансформаторов;

Р_хх – потери холостого хода, кВт.

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

DЭ_м = ,

где Р_кз – потери короткого замыкания. кВт;

S_н – номинальная мощность трансформатора, МВ×А;

Р_i, ti – активная мощность и продолжительность ступени суточного графика, МВт и часов.

m – число суток работы трансформатора по рассматриваемому графику нагрузки. при неизменном расчетном графике нагрузки в течение года m=365 суток.

Потери в обмотках трех фазных трех обмоточных трансформаторов (при равенстве номинальных мощностей всех трех обмоток).

 

где Р_кзвн=Р_кзсн=Р_кзнн=Р_кз.

Профессор П.Г. Грудинский в [8] предложил упрощенный метод разделения потерь по обмоткам:

Р_кзвн = 0,7Р_{кзвн-сн.}; Р_кзсн = 0,3Р_{кзвн-сн;}; Р_кзнн = 0,3bР_{кзвн-сн},

где b= 

При расчете по вышеприведенным формулам необходимо принять

S_ном. = S_нн.ном.

Ущерб “У” вызванный недоотпуском электроэнергии, определяется прежде всего математическим ожиданием длительности аварийного перерыва электро- снабжения в течение года.

Л=W×Т_в, час/год,

где W – параметр потока отказов, ¹/год;

Т – среднее время восстановления поле отказа, часов.

Таблица 3. Показатели надежности трансформаторов.

Uном. кВ	W, 1/год	Тв, ч.
220	0,02	150
150	0,015	100
110	0,015	100
35	0,02	80

Ущерб от недоотпуска электроэнергии на однотрансформаторной подстанции определяется из выражения:

У=А×Р_с× Уо=W×Т_в ×Р_с ×У_о тыс. руб.

где Р_с=- среднегодовая нагрузка, МВт.

Э – энергия переданная через п/станцию за год МВ×ч.

У_о=0,6 руб/кВт×ч – среднее значение удельного ущерба от недоотпуска 1²кВт×ч эл. энергии.

В случае, когда часть нагрузки питающейся от однотрансформаторной п/станции, имеет резервный источник питания, то

,

где Э_рез. – энергия, полученная от резервного источника во время аварии, МВт×ч

В случае двухтрансформаторной подстанции величина ущерба от недоотпуска электроэнергии может определяться в тыс. руб. по формуле:

У= 365× F_э ×К_в ×У_о,

где К_в=,

F_э=cosj - площадь верхней части графика нагрузки отсеченной прямой с ординатой S_огр.;

К_в – коэффициент восстановления силовых трансформаторов.

может осуществляться на одном, двух, трех и четырех (ТЭЦ) повышенных напряжениях. На основании результатов ТЭР принимается к дальнейшему проектированию вариант с наименьшими затратами. Если затраты различаются меньше чем на 5% (по отношению к наименьшим затратам), то варианты считаются равноэкономичными. При этом следует принимать к дальнейшему проектированию вариант с большей установленной мощностью трансформаторов. Проектирование схемы присоединения станции или подстанции к системе заключения в выборе напряжений, на которых будет выдаваться эл. энергия, числа и пропускной способности ВЛ на каждом напряжении в предварительном распределении генерирующей мощности между РУ, в определении связей РУ станции с распределительными и системообразующими сетями.

Таблица 4.1 Наибольшая передаваемая мощность по одной цепи и длина ВЛ обычного исполнения

Uном	Рmax, МВт	Lmax, км
110	25	150
	50	50
220	110	250
	200	150
330	300	300
	400	200
400	500	1000
	700	600
500	700	1200
	900	600
750	1800	1500
	2200	800
1150	4000	2000
	6000	1200

В таблице даны пределы передаваемой мощности и длины ВЛ различного класса. Выдача мощности от эл. станции может осуществляться на одном, двух, трех, четырех (ТЭЦ) повышенных напряжениях. Напряжение 6-10 кВ используется для распределительных сетей в городах, сельской местности и на предприятиях. Наиболее экономичным считается напряжение 10 кВ. Напряжение 6 кВ оказывается выгодным в сетях предприятий с большой долей ВВ двигателей. Напряжения 35, 110, 150 кВ применяются в распределительных сетях энергосистем, причем 35 кВ – в основном в сельской местности. Напряжения 220, 330, 500 кВ используются для основной системообразующей сети энергосистемы и ЛЭП от станции средней и большой мощности. Напряжения 500, 750 и 1150 кВ применяются на межсистемных линиях связи и дальних передачах от сверхмощных станций (КЭС, ГЭС, АЭС).

Выбор схемы собственных нужд подстанции

Состав потребителей собственных нужд (С.Н.) подстанции зависит от типа подстанции мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования.

Наименьшее количество потребителей собственных нужд (С.Н.) на подстанции, выполненной по упрощенной схеме, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства:

- электродвигатели обдува трансформаторов;

- обогрева приводов выключателей;

- шкафов КРУН;

- освещение территории подстанции, помещений, ячеек.

На подстанции с выключателями нагрузки (ВН) дополнительными потребителями являются компрессорные установки. На подстанциях с постоянным оперативным током – зарядный и подзарядный агрегаты.

Наиболее ответственные потребители СН подстанции являются оперативные цены, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов и насосы системы охлаждения, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной. Мощность потребителей СН невелика, поэтому трансформаторы с.н. имеют вторичное напряжение 380/220 В. Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузки в период ремонтных работ на подстанции [5,10]

Приняв для электродвигателей сos=0,85 определяем Q_уст. и расчетную нагрузку:

,

где К_с – коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. Можно принять К_с=0,8

Мощность трансформаторов выбирается:

а) при 2-х трансформаторах СН на подстанции без постоянного дежурства и при 1-ом трансформаторе СН S ³ S_расч.

При 2-х трансформаторах СН на подстанции с постоянным дежурством

S³,

где К_п – коэффициент допустимой аварийной нагрузки, его можно принять равным 1,4;

Если число трансформаторов СН больше 2-х, то

S_т³

Предельная мощность каждого трансформатора СН должна быть не более 630 кВ×А.

При ТЭО допускается применение трансформатора 1000 кВ×А.

На всех 2-х трансформаторных подстанциях устанавливаются два трансформатора СН. Один трансформатор СН устанавливается на однотрансформаторных подстанциях 35…220 кВ с постоянным оперативным током без синхронных компенсаторов и воздушных выключателях с силовыми трансформаторами ТМ. Если на 1-ой трансформаторной подстанции установлен ВВ или трансформатор с системой охлаждения Д или ДЦ то предусматривается 2 трансформатора СН, один из которых присоединяется к местной сети 6…35 кВ. Для питания оперативных цепей подстанции может применяться переменный и постоянный ток. Постоянный оперативный ток применяется на всех подстанциях 330-750 кВ., на подстанциях 110…220 кВ с числом МВ-110 кВ или 220 кВ 3-х и более, на подстанциях 35…220 кВ с В.В.

Переменный оперативный ток применяется на подстанциях 35…220 кВ без выключателей на ВН. Возможно применение выпрямленного оперативного тока на подстанции 110 кВ с одним или двумя выключателями ВН.

Расчет токов КЗ

Для выбора электрооборудования аппаратов, шин, кабелей, токоограничивающих реакторов необходимо знать токи КЗ.

При этом достаточно уметь определить ток 3-х фазного КЗ в месте повреждения, а в некоторых случаях – распределение токов в ветвях схемы, непосредственно примыкающих к этому месту.

Расчет токов 3-х фазного КЗ выполняются в следующем порядке:

-  для рассматриваемой установки составляют схему;

-  по расчетной схеме составляют электрическую схему замещения;

-  путем постепенного преобразования приводят схему замещения к простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников с регулирующей ЭДС были связаны с точкой КЗ одним сопротивлением Х результирующая (Х рез.);

-  определяют начальное значение периодической составляющей тока КЗ (I_по), затем ударный ток КЗ (i_у) и при необходимости - периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ для заданного момента времени t.

Расчетная схема – это однолинейная схема электроустановки с указанием тех элементов и их параметров, которые влияют на значение тока КЗ и поэтому должны учитываться при выполнении расчетов. Расчетная схема эл. установки должна отражать нормальный режим работы. На ней намечаются точки КЗ – так, чтобы аппараты и проводники попадали в наиболее тяжелые условия работы. Исключением являются аппараты в цепи присоединений с реактором, выбираемые по току КЗ за реактором.

По расчетной схеме составляют схему замещения, заменяя электромагнитные связи электрическими. Источники вводят в схему замещения как ЭДС и сопротивления, остальные элементы – как сопротивления. Расчет токов КЗ можно вести как в именованных, так и в относительных единицах. В электроустановках до 1000 В обычно производят расчет в именованных единицах.

В электроустановках напряжением выше 1000 В принято все сопротивления короткозамкнутой цепи приводить к базисным условиям и выражать в относительных единицах. Базисную мощность (удобно 100 или 1000 МВ×А). За базисное принимается среднеэксплуатационное напряжение (U_ср.) той ступени, на которой предполагается КЗ, согласно следующей шкале: 0,4; 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18; 20; 24; 37; 115; 154; 230; 340; 515; 770 кВ.

Для каждой точки КЗ будут свои базисные напряжения и ток.

Для синхронных компенсаторов и генераторов

X_*г=X^¢¢d,

где X^¢¢d – относительное сверхпереходное сопротивление по продольной оси, определяемое по справочникам;

S_ном. – номинальная мощность генератора.

Для 2-х обмоточных генераторов

Х_*Т=,

где U_к – напряжение КЗ%, определяемое по справочникам или паспортным данным.

Для 3-х обмоточных трансформаторов или АТ напряжение КЗ, приведенное к номинальной мощности трансформатора или АТ, даны для каждой пары обмоток: U_{к вв-н}, U_{к в-с}, U_{к с-н}%.

Схема замещения таких трансформаторов приведена на рис.6.2.

Относительное сопротивление лучей схемы, приведенных к базисным условиям можно определить по формулам:

Х_*в=

Х_*с=

Х_*н=

Двухобмоточные трансформаторы с 2-мя или 3-мя расщепленными обмотками, вводят в схему замещения как индуктивные сопротивления (рис. 6.3) приведенные к базисным условиям. Сопротивления Х_в и Х_н схемы замещения определяют по уравнениям (40, 61) Рыжкова Л.Д., Козулин В.С. “Эл. оборудование станций и подстанций”. Если известно напряжение U_{к в-н} для 3-х фазного трансформатора с расщепленными обмотками, то Х_в-н=

Х_в=0,125Х_в-н; Х_н1=Х_н2=1075Х_в-н

Для группы из однофазных трансформаторов с обмоткой НН, разделенной на 2-е ветви Х_в=0, Х_н1=Х_н2=2Х_в-н, а с обмоткой разделенной на три ветви:

Х_в=0, Х_н1=Х_н2=3Х_в-н.

Если же в каталоге на трансформаторы заданы напряжения U_{к в-н} и U’_кн1-н2(последнее отнесено к номинальной мощности расщепленной обмотки S_ном.н1=S_номн2=0,5S_ном.), то

 ;

Х_н1 = Х_н2 = Х’_н1 – Х’_н1-н2; Х_в = Х_вн – 0,5Х_н1-н2.

ВЛ и КЛ характеризуются удельными значениями индуктивных сопротивлений и емкостей проводимости, зависящими от номинального напряжения и конструкции линии передачи.

При проектировании можно использовать среднее значение удельных сопротивлений (Х_уд.) и проводимостей (G_уд.)

Таблица 4.Примерные сопротивления линий

Тип ВЛ, КЛ	Худ.(ом/км)	Вуд. 10-6 см/км
Одноцепные ВЛ-6-220кВ  220...500кВ расщеплены на два провода в фазе: 500кВ - при расщеплении на  3 провода в фазе 750кВ – при расщеплении на 4-е провода в фазе 3-х жильные кабели: 6 – 12 кВ 35 кВ Одножильный маслонаполненный кабель 110 кВ	0,40 0,32 0,30 0,28 0,08 0,12 0,18	207 3,6 3,78 4,0 - - -

Линии напряжением до 220 кВ включительно и 330 кВ-750 кВ длиной менее 150 км. входят в схему замещения как индуктивное сопротивление, относительное значение которого

,

где L – длина линии в км.

При большей длине линии напряжением 330 кВ и выше необходимо учитывать емкостную проходимость и применять П-образную или Т-образную схему замещения.

Для расчета токов КЗ на электрических станциях, необходимо располагать данными, характеризующими энергосистему.

Система может быть задана:

1.  Известна схема системы и параметры ее элементов – генераторов, трансформаторов, линий и др. Составляют полную схему замещения и ток КЗ от системы рассчитывают также, как и ток проектируемой установки.

2.  Известны суммарная мощность системы S_{с ном.} и результирующее сопротивление всех элементов системы Х_с до некоторой точки, к которой присоединяют проектируемую установку. Находят относительное базисное сопротивление системы Х_*с, ЭДС системы принимают постоянной, равной среднему эксплуатационному напряжению в узле присоединения. При расчетах в относительных единицах Е_*с=1.

3.  Задано действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ от системы I_пс (в килоамперах) или так называемая мощность КЗ S^”_с (в МВ×А). В этом случае относительное сопротивление до заданной точки определяют как

;

4.  Известен тип выключателя, установленного или намечаемого к установке в данном узле энергосистемы. Считается, что ток трехфазного КЗ в этой точке равен номинальному току отключения выключателя I_{откл.ном.}

Определяем ток КЗ в узле I_ст. от станции, тогда максимально допустимый ток от системы может быть определен как I_откл.- I_ст. и относительное сопротивление системы

Х_*с =

Сопротивления элементов схемы, приведенные к базисным условиям, наносятся на схему замещения. Для этого каждый элемент в схеме замещения обозначают дробью: в числителе ставят порядковый номер элемента, а в знаменателе – значение относительного индуктивного сопротивления.

Теперь необходимо определить результирующее сопротивление Х_РЕЗ цепи КЗ для данной точки КЗ путем постепенного преобразования схемы.

Возможны следующие преобразования схемы:

Замена неполных сопротивлений, соединенных последовательно, эквивалентным

Замена нескольких сопротивлений, соединенных параллельно эквивалентным:

.

Соединение звездой с относительным сопротивлением лучей Х_*1, Х_*2, Х_*3, может быть заменено эквивалентным соединением в треугольник по формулам:

Соединение звездой с относительным сопротивлением лучей Х_*1, Х_*2, Х_*3, может быть заменено соединением в треугольник.

При преобразовании треугольника относительных сопротивлений в эквивалентную звезду пользуются допущениями:

 

Если принять ЭДС источников питания одинаковыми, то в схеме точки «m» и «n» будут равнопотенциальными.

При совмещении равнопотенциальных точек сопротивления одноименных элементов складываются как параллельные, и получают новую схему.

В результате преобразований схему приводят к одному из видов, удобных для расчета токов КЗ с учетом индивидуального изменений в отдельных лучах.

Обычно схему сводят к 2-3 лучам, выделяя в отдельные лучи разнотипные генераторы или однотипные генераторы с различной удаленностью относительно точки КЗ. Например, генераторы одной станции подсоединяют к РУ разных напряжений.

Результирующая сопротивления каждой схемы определяется по формулам:

·  для схемы а)

·  для схемы

б)

·  для схемы

в)

При разнотипных источниках можно вычислить результирующую ЭДС:

·  для схемы а,б)

·  для схемы в)

На схемах (б,в) приведены простейшие случаи питания точки КЗ от источников разнотипных или разноудаленных. Здесь источники непосредственно связаны с местом повреждения, поэтому ток КЗ можно определить отдельно от каждого источника! Ток в точке КЗ равен сумме токов от источников.

Для схемы (а) уже нельзя рассчитывать тока КЗ от каждого источника в отдельности, так как токи протекают в место повреждения через общее сопротивление Х_*