Реконструкция подстанции "Байдарка"

Так же из графиков нагрузок видим, что трансформаторы загружены не полностью, а точнее первый трансформатор на 33%, а второй трансформатор на 14%.

Как один из выходов для более эффективного использования трансформаторов отключение одного из них и перевод всей нагрузки на один трансформатор. Но при этом снижается надежность энергоснабжения, а у нас имеются потребители второй категории.

Кроме того трансформаторы установленные на подстанции «Байдарка» в работе с 1970 года, то есть отработали 36 лет, а нормативный срок службы трансформаторов 25 лет. Поэтому принимаем решение произвести расчет и выбрать трансформаторы необходимой мощности с учетом перспективы развития на 5 лет.

По данным «Центральных электрических сетей» идет тенденция увеличения мощности на 5% в год.

Тогда с учетом роста мощности через пять лет вводим коэффициент нагрузки Кнагр на который увеличиваем мощность трансформаторов с учетом перспективы развития на 5 лет. Тогда

Smaxпроект=Smax×Кнагр (8.1)

Где Smaxпроект – проектируемая мощность через пять лет, ква

Smax – максимальная мощность на самой нагруженной секции шин, ква

Кнагр – коэффициент нагрузки

Smaxпроект=2069×1,25=2586 ква

Результаты расчетов смотри в таблице 8.4

Таблица 8.4 Мощности трансформаторов с перспективой развития на пять лет

 Для наглядности графики нагрузки с перспективой развития показываем на реальных графиках нагрузки (смотри летние и зимние графики нагрузки трансформаторов)

Выбираем мощность трансформатора из условия:

Sн.т.≥0,5Sрасч (8.2)

Где 0,5 – коэффициент учитывающий возможность работы трансформаторов без допустимых систематических перегрузок и максимальном КПД соответствующем минимальным потерям активной энергии в трансформаторе.

Sрасч –расчетная нагрузка потребителей подсоединенных к одной секции шин.

Sн.т.≥0,5×2586=1293 ква

Принимаем к рассмотрению три варианта:

1) ТМ – 1600/35 номинальная мощность S=1600 ква потери короткого замыкания Рк.з.=16,5 кВт потери холостого хода Рх.х.=2,75 кВт

2) ТМ – 2500/35 S=2500 ква Рк.з.=23,5 кВт Рх.х.=3,9 кВт

3) исходный вариант ТМ – 6300 S=63000 ква Рк.з.=49,1 кВт Рх.х.=13,3 кВт

Проверяем трансформаторы на систематическую нагрузку.

Режим, в течение части цикла которого температура охлаждающей среды может быть более высокой и ток нагрузки превышает номинальный, однако с точки зрения термического износа (в соответствии с математической моделью) такая нагрузка эквивалентна номинальной нагрузке при номинальной температуре охлаждающей среды. Это достигается за счет понижения температуры охлаждающей среды или тока нагрузки в течение остальной части цикла.[5]

Для проверки трансформаторов на систематическую нагрузку на исходном графике нагрузки наносим прямую линию соответствующей номинальной мощности трансформатора. Верхняя часть графика, отсекаемая указанной прямой, является зоной перегрузки трансформатора.[5] Из графиков нагрузки видим, что нагрузка по секциям распределена не равномерно и даже в нормальном режиме с учетом перспективы развития трансформатор № 1 мощностью 1600 ква будет испытывать систематическую перегрузку на 61%, а допускается перегружать систематически на 50% [5]. Таким образом трансформатор мощностью 1600 ква использоваться не может. Поэтому в дальнейших расчетах используем трансформаторы мощностью 2500 и 6300 ква. Трансформаторы мощностью 2500 и 6300 ква в нормальном режиме как видно из графиков нагрузки перегрузок испытывать не будут.

Проверка трансформатора на аварийную перегрузку:

Режим продолжительных аварийных перегрузок

Режим нагрузки, возникающий в результате продолжительного выхода из строя некоторых элементов сети, которые могут быть восстановлены только после достижения постоянного значения превышения температуры трансформатора. Это не обычное рабочее состояние, и предполагается, что оно будет возникать редко, однако может длиться в течение недель или даже месяцев и вызывать значительный термический износ. Тем не менее такая нагрузка не должна быть причиной аварии вследствие термического повреждения или снижения электрической прочности изоляции трансформатора.

Режим кратковременных аварийных перегрузок

Режим чрезвычайно высокой нагрузки, вызванный непредвиденными воздействиями, которые проводят к значительным нарушениям нормальной работы сети, при этом температура наиболее нагретой точки проводников достигает опасных значений и в некоторых случаях происходит временное снижение электрической прочности изоляции. Однако на короткий период времени этот режим может быть предпочтительнее других. Можно предполагать, что нагрузки такого типа будут возникать редко. Их необходимо по возможности быстрее снизить или на короткое время отключить трансформатор во избежание его повреждения. Допустимая продолжительность такой нагрузки меньше тепловой постоянной времени трансформатора и зависит от достигнутой температуры до перегрузки; обычно продолжительность перегрузки составляет менее получаса.[5]

При проверке на аварийную перегрузку учитываем, что в аварийном режиме нет возможности отключать потребителей, так как у них нет второго питания и необходимо использовать перегрузочную способность трансформаторов на определенный период работы.

В аварийном режиме у нас в работе находится один трансформатор и соответственно вся нагрузка подстанции находиться на нем. Для этого необходимо построить другие графики нагрузки. На подстанции «Байдарка», как уже было сказано выше, зимняя нагрузка больше, поэтому для расчетов используем зимний график нагрузки в аварийном режиме и если нагрузки зимой допустимые, то соответственно и летом трансформатор перегружен не будет.

________ Прямая, соответствующая мощности установленного трансформатора 6300ква

________ Прямая, соответствующая мощности проектируемого трансформатора 2500ква

________ График нагрузки с перспективой развития

________ Реальный график нагрузки

Рисунок 8.5 Зимний график нагрузки в аварийном режиме

Из графика видим, что проектируемый трансформатор 2500 ква в аварийном режиме будет испытывать перегрузку. Для тог, чтобы определить допустима ли такая перегрузка преобразуем зимний график нагрузки в аварийном режиме в эквивалентный двухступенчатый график. Согласно литературы [5], в аварийном режиме для трансформаторов мощностью 2500 ква допускаются длительные перегрузки на 80%, а кратковременные на100%

Рисунок 8.6 Эквивалентный двухступенчатый график нагрузки

________ Прямая соответствующая мощности установленного трансформатора в аварийном режиме

________ Эквивалентный двухступенчатый график нагрузки соответствующий мощности проектируемого трансформатора 2500ква в аварийном режиме

________ График нагрузки с перспективой развития

________ Реальный график нагрузки

________ Прямая, соответствующая мощности проектируемого трансформатора 2500ква в аварийном режиме

По преобразованному графику нагрузки в двух ступенчатый рассчитываем коэффициент номинальной загрузки трансформатора.

 (8.3)

Где Sэ1 – эквивалентная мощность, соответствующая начальной мощности двух ступенчатого графика.

Sн.т – номинальная мощность трансформатора.

 (8.4)

Где S1 –Sn – соответствующие мощности первой ступени исходного графика.

 t1 – tn – соответствующее время первой ступени исходного графика.

 ква

Тогда

Определяем коэффициент аварийной перегрузки трансформатора К2а

 (8.5)

Где SЭ2 – эквивалентная мощность в аварийном режиме соответствующая повышенной мощности на двухступенчатом графике определяется по формуле (8.4)

 ква

Тогда

По графику определяем время действительной аварийной перегрузки tп.а. tп.а.=7

По таблице [5] находим допустимый коэффициент аварийной перегрузки.

К2адоп=1,8

К2а=1,47<К2адоп=1,8

Условие выполняется

Следовательно в аварийном режиме такая перегрузка допустима и ущерба от недоотпуска электроэнергии не будет.

Трансформатор мощностью 6300 ква в аварийном режиме перегрузки испытывать не будет.

Как показали расчеты на подстанции «Байдарка» есть возможность вместо трансформаторов мощностью 6300 ква использовать трансформаторы мощностью 2500.

Для того чтобы окончательно убедиться в возможности использовать трансформаторы мощностью 2500 ква приведем экономическое обоснование целесообразности замены трансформаторов одной мощности на другую.

8.1 Экономическое обоснование целесообразности замены трансформаторов одной мощности на другую

Для сравнения принимаем два варианта

1)два трансформатора мощностью по 2500 ква ТМ – 2500/35. Стоимость одного трансформатора 1214620 руб.

2)два трансформатора мощностью по 6300 ква ТМ – 6300/35. Стоимостью одного трансформатора 1845690 руб.

Для обоснования предлагаемого решения необходимо рассчитать следующие показатели: капитальные вложения, эксплуатационные издержки, приведенные затраты, потери электроэнергии и их стоимость, годовую экономию и годовой экономический эффект. [1]

Капитальные вложения определяем по формуле:

 (8.6)

Где Ц – цена приобретения трансформатора, руб

Т – расходу на доставку, руб

М – затраты на монтаж и пуско-наладочные работы, руб

Расходы на доставку составляют 12% от стоимости оборудования.

Т=Ц×0,12 (8.7)

Т2500=1214620×0,12=145754 руб

Т6300=1845690×0,12=221493 руб

10.1.2Затраты на монтаж и пуско-наладочные работы составляют 25% от стоимости оборудования.

М=Ц×0,25 (8.8)

М2500=1214620×0,25=303655 руб

М6300=1845690×0,25=461423 руб

По формуле (8.6) определяем капитальные вложения

КВ2500=1214620+145754+303655=1664029 руб

КВ6300=1845690+221493+461423=2528606 руб

Расчитываем годовой фонд заработной платы для обоих случаев он будет одинаковый, так как напряжения у трансформаторов одинаковые.

ЗП=ТФзп×Кдоп×Котч (8.9)

Где ТФзп – тарифный фонд заработной платы, руб

Кдоп – премиальные. Составляют 75%

Котч – коэффициен отчислений. Составляет 26%

Тарифный фонд заработной платы определяется

ТФзп=Чтс×ЗТ (8.10)

Где Чтс – часовая тарифная ставка, руб/час

ЗТ – затраты труда, чел×час

Для обслуживания трансформатора необходим электромонтер 4 разряда его оклад 4412 рублей

Чтс=оклад/176 (8.11)

Где 176 – среднее число часов работы в месяц

Чтс=4412/176=25 руб/час

10.2.2Затраты труда определяем по формуле

ЗТ=у.е. ×18,6 (8.12)

Где у.е.=4,9 – переводной коэффициент [1]

18,6 – трудоемкость обслуживания одной условной единицы, чел×час

ЗТ=4,9×18,6=91,1 чел×час

Тогда тарифный фонд определяется как

ТФзп=25×91,1=2278 руб

По формуле (8.9) определяем фонд заработной платы

ЗП=2278×1,75×1,26=5022 руб

Рассчитываем эксплуатационные затраты

ЭЗ=ЗП+Ао+Рто+Сдэ+Пр (8.13)

Где Ао – Амортизационные отчисления, руб

Рто – расходы на ремонт и техническое обслуживание, руб

Сдэ – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах, руб

Пр – прочие расходы, руб

Расходы на амортизацию составляют 3,5% от капитальных вложений

Ао=КВ×0,035 (8.14)

Ао2500=1664029×0,035=58241 руб

Ао6300=2528606×0,035=88501 руб

Расходы на ремонт и техническое обслуживание составляют 2,9% от капитальных вложений

Рто=КВ×0,029 (8.15)

Рто2500=1664029×0,029=48257 руб

Рто6300=2528606×0,029=73330 руб

Прочие расходы составляют 1% от капитальных вложений

Пр=КВ×0,001 (8.16)

Пр=1664029×0,001=1664 руб

Пр=2528606×0,001=2528 руб

Годовые потери электроэнергии в трансформаторах определяются по уравнению

 (8.17)

Где  -потери мощности короткого замыкания, кВт

=0,12 коэффициент перевода реактивной мощности в активную

- реактивные потери мощности короткого замыкания, квар

 - максимальна нагрузка трансформатора, ква

 - номинальная мощность трансформатора, ква

 - потери мощности холостого хода, кВт

 - потери реактивной мощности холостого хода квар

Реактивные потери мощности короткого замыкания определяются

 (8.18)

Реактивные потери мощности холостого хода определяются

 (8.19)

Тогда годовые потери энергии будут

Определяем стоимость потерь электроэнергии

Сэ=Qпэ×ТЭ (8.20)

Где Тэ=1,95 тариф на электроэнергию, руб

Сэ2500=131743×1,95=256898 руб

Сэ6300=150032×1,95=292563 руб

Результаты расчетов сводим в таблицу

Таблица 8.5

Так как в обоих вариантах работают по два трансформатора, то по условиям надежности электроснабжения варианты равноценные, поэтому выбираем вариант с наименьшими приведенными затратами

10.4Расчитываем приведенные затраты

З=КВ×Ен+ЭЗ (8.21)

Где Ен =0,10 нормативный коэффициент экономической эффективности

ЭЗ – эксплуатационные затраты, руб

З2500=1664029×0,1+368420=534822 руб

З6300=2528606×0,1+459420=712280 руб

Определяем суммарную годовую экономию

Гэ=(ЭЗ6300 – ЭЗ2500)+ЭП (8.22)

Где ЭП – Экономия потерь, руб

Определяем экономию потерь

ЭП=Сэ6300 – Сэ2500 (8.23)

ЭП=292563 – 256898=35665 руб

Тогда суммарная годовая экономия определится как

Гэ=(459420 – 368420)+35665=126665

Определяем суммарный годовой экономический эффект

Эг=(З6300 - З2500)+ЭП (8.24)

Эг=(712280 – 534822)+35665=213123

Результаты расчетов сводим в таблицу

Таблица 8.6 – экономическое обоснование замены трансформаторов

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7