3. Эффективность и оптимизация проектных решений электро-технической части подстанции

При обосновании проектных технических решений (выборе структурной схемы ПС, выборе схем распределительных устройств и средств ограничения токов короткого замыкания и т.д.) большое внимание уделяется оценке экономической эффективности капитальных вложений различных вариантов.

Критерием экономической эффективности капитальных вложений являются минимальные приведенные затраты [1, 2].

З = К * Рн + И + У,

где К – капитальные вложения в проектируемую установку; Рн – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений в энергетике Рн = 0,12 ; И – ежегодные издержки производства; У – вероятный народнохозяйственный ущерб, вызванный нарушением нормальной работы ЭЭС и перерывом в электроснабжении потребителей.

Равноэкономичными считаются варианты, если затраты (З) по ним не отличаются более чем на 5 %. В этом случае оптимальным считается вариант с лучшими характеристиками, не имеющими стоимостного выражения (однотипность оборудования, простота схемы, более мощное оборудование, удобство эксплуатации и т. д.).

Вероятный народнохозяйственный ущерб, вызываемый отказами электрооборудования:

У = У _сист. + У _потр. + У _{окр.сред.} ,

где У _сист. – ущерб для системы; У _потр – ущерб для потребителей ; У _{окр.сред} – ущерб окружающей природной среде.

Народнохозяйственный ущерб пропорционален отключившейся мощности агрегатов или отключенной нагрузке потребителей и продолжительности аварийного состояния. При этом используют значения удельного ущерба, отнесенного к единице недоотпущенной электрической энергии (0,6 руб/кВт·ч) [1].

4. Проектирование главной электрической схемы

При проектировании главной схемы электрических соединений ЭС прежде всего руководствуются нормами технологического проектирования, а также типовыми схемами, эксплуатационные свойства и технико-экономические показатели которых хорошо известны. Проектирование главной схемы ЭС и ПС рекомендуется начинать с выбора принципиальной или структурной схемы, которая характеризует схему выдачи мощности от источников к потребителям электроэнергии. На структурной схеме указываются все трансформаторы (автотрансформаторы), связывающие ЭС с ЭЭС и потребителями.

На ПС указываются трансформаторы и источники реактивной мощности. Схемы РУ на принципиальной схеме показывают условно в виде одной системы сборных шин. Из аппаратов РУ на принципиальной схеме указывают только выключатели в цепях трансформаторов.

Выбор структурной технологической схемы рекомендуется проводить в следующем порядке:

Намечают ряд технически приемлемых вариантов схемы. При рассмотрении вариантов учитывают распределение нагрузки, присоединенной к сборным шинам всех напряжений, возможные нормальные и аварийные режимы работы ЭЭС, величину располагаемого резерва мощности в ЭЭС или её части, возможность роста нагрузок РУ всех напряжений и расширения ПС.

Анализируют потокораспределение по вариантам в нормальном, ремонтном и аварийном режимах. Тип, число и мощность трансформаторов выбирают с учетом их способности к систематическим и аварийным перегрузкам и необходимости регулирования напряжения под нагрузкой.

Проводят технико-экономическое сопоставление вариантов и выбирают оптимальный из них по методике, рассмотренной в предыдущей теме.

При технико-экономическом сравнении вариантов структурной схемы, обладающих одинаковой степенью надежности, вероятный народнохозяйственный ущерб не учитывается.

Схемы РУ выбирают в результате технико-экономического сопоставления схем РУ, рекомендованных НТП, с учетом показателей их надежности [6, 12].

Схемы РУ 110 кВ и выше должны обеспечивать ремонт любого выключателя без отключения присоединения.

При проектировании электроустановок возникает необходимость ограничения токов к.з. РУ 10 кВ ПС и систем электроснабжения СН ПС и потребителей, и токов к.з. на землю в сетях напряжением 110 кВ и выше.

Уровень ограничения токов к.з. у потребителей определяется, как правило, отключающей способностью выключателей, предполагаемых к установке в системе электроснабжения (наиболее дешевых и простых в эксплуатации), и термической стойкостью кабелей распределительной сети с учетом времени действия основных защит присоединения.

При выборе средств ограничения токов к.з. считается целесообразным применение секционных и групповых линейных реакторов.

Для сетей 6-35 кВ проектируемых электроустановок (ЭС и ПС) следует оценить необходимость компенсации емкостных токов однофазного замыкания на землю, обосновать выбор числа, типа и параметров дугогасительных реакторов для сети каждого напряжения и места их установки.