Uв = 35 кВ Uн = 10 кВ

Uк % в-н = 6,5

Pхх = 3,35 кВт Pкз =9,4 кВт

Необходимость установки на подстанции двух трансформаторов продиктована ПУЭ из-за наличия потребителей 1 категории [9].

Так как максимальное значение нагрузка достигает в зимний период, то дальнейшие расчеты и обоснования будем производить относительно значения перспективной нагрузки в зимний период.

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ

В данном разделе выполняется сравнение вариантов на основе технических и технико-экономических показателей. Рассматриваем два варианта выбора трансформаторов: существующий и проектный.

Существующий вариант представлен установленными на подстанции в настоящее время двумя двухобмоточными трансформаторами ТМН – 1600/35, мощностью 1600 кВА.

Uв = 35 кВ;

Uн = 10 Кв;

Pхх = 2,9кВт;

Pкз =16,5 кВт.

Проектный вариант представлен установкой, в связи с уменьшением роста нагрузки, на подстанции двух двухобмоточных трансформаторов ТМ – 560/35 мощностью 560 кВА

Uв = 35 кВ;

Uн = 10 кВ;

Pхх = 3,35кВт;

Pкз =9,4 кВт.

4.1 Проверка трансформаторов на систематическую и аварийную перегрузку

Техническое сравнение вариантов производим на основе сопоставления сравниваемых вариантов по графику перспективного роста нагрузки представленного на рисунке 1.4.

Проверка на систематическую перегрузку производится следующим образом: на заданном графике нагрузки наносится прямая, соответствующая номинальной мощности подстанции. Верхняя часть графика, отсекаемая указанной прямой, является зоной перегрузки. Если график нагрузки расположен ниже прямой, то систематическая перегрузка отсутствует [12].

При параллельно работающих трансформаторах (в нормальном режиме работы), в перспективной нагрузке мощность подстанции составляет 1,12 МВА при существующем варианте (мощность одного трансформатора 1,6 МВА). Максимальное значение перспективной нагрузки (рис.1.4.) составляет 1,915 МВА. Таким образом, силовые трансформаторы не перегружаются при существующем варианте (S=1,6МВА). Так как график нагрузки целиком расположен ниже номинальной мощности трансформаторов, то систематическая перегрузка отсутствует, а следовательно нет необходимости в проверке трансформаторов на этот режим работы.

При замене на подстанции трансформаторов на мощность 0,56 МВА мощность всей подстанции составит 1,12 МВА. Максимальное значение перспективной нагрузки (рис.1.4.) составляет 0,16 МВА. Таким образом, силовые трансформаторы не перегружаются и при трансформаторах с мощностью 0,56 МВА. Так как график нагрузки целиком расположен ниже номинальной мощности трансформаторов, то систематическая перегрузка отсутствует, следовательно нет необходимости в проверке трансформаторов на этот режим работы.

Рассмотрим работу трансформаторов в аварийном режиме.

Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку производится следующим образом: на заданном графике нагрузки наносится прямая, соответствующая номинальной мощности трансформатора. Верхняя часть графика, отсекаемая этой прямой, является зоной перегрузки трансформатора. Если график нагрузки расположен ниже, то аварийная перегрузка отсутствует [12].

Из графика нагрузки, представленного на рисунке 1.4., максимальное значение нагрузки составляет 0,16 МВА. При мощности трансформатора 1,6 МВА график нагрузки целиком расположен ниже номинальной мощности трансформатора, следовательно аварийная перегрузка отсутствует, нет необходимости в проверке трансформатора на этот режим.

При мощности трансформатора 0,56 МВА график нагрузки так же целиком расположен ниже номинальной мощности трансформатора, следовательно аварийная перегрузка отсутствует и нет необходимости в проверке трансформатора на этот режим.

4.2 Выбор трансформаторов на основе технико- экономического сравнения вариантов

Экономическим критерием по которому определяют наилучший вариант является минимум расчетных затрат.

 руб.                                              (4.1)

где: Pн = 0.12 , нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений [5];

К - суммарные капитальные вложения, руб.;

И - ежегодные эксплуатационные издержки, руб.;

У - стоимость недоотпущеной энергии, руб.;

К=a*Kзав,                                                                     (4.2)

где: Kзав - заводская стоимость трансформатора, руб.;

а = 1.7 - коэффициент для пересчета от заводской стоимости к расчетной стоимости трансформатора [5];

                                    (4.3)

где:

а = 8.8% - отчисления на амортизацию, техническое обслуживание и ремонт [5];

Ипот - стоимость ежегодно потерянной электроэнергии трансформаторов, руб;

Ипот = Сст*DЭст + См *DЭм;                                          (4.4)

где:   Сст - стоимость потерь электроэнергии в магнитопроводе, 0.01руб/кВт*ч [5];

См-стоимость потерь электроэнергии в обмотках трансформатора, 0.012 руб/кВт*ч [5]

DЭст - количество потерянной электроэнергии в магнитопроводе, кВт;

DЭм - количество потерянной электроэнергии в обмотках трансформатора, кВт.

DЭст = 8760*n*DРх.х,                                                   (4.5)

где: n- количество параллельно работающих трансформаторов;

DРх.х - потери в трансформаторе при холостом ходе, кВт,

                              (4.6)

где: Pк - потери в трансформаторе при коротком замыкании, кВт;

Si-мощность нагрузки на каждой ступени, МВА (см. рис.1.5.);

Sн - номинальная мощность трансформатора, МВА;

ti - время данного участка , ч (рис.1.5.) .

У = Энед*У0 ,                                                                 (4.7)

где:   Энед- количество недоотпущенной электроэнергии, кВт*ч;

У0- стоимость одного кВА*ч недоотпущенной электроэнергии, руб/кВА*ч.

Количество недоотпущенной электроэнергии определяем по формуле.

 ,                                    (4.8)

где:   Fэ - количество недоотпущенной энергии за сутки при отключении одного трансформатора, кВт;

 - параметр потока отказов , 1/год;

Тв - среднее время восстановления после отказа, ч.

Количество недоотпущенной за сутки энергии определяем по формуле.

FЭ = cosf*(Si-Sпер.),                                                           (4.9)

где:   cosf - коэффициент мощности.

После окончания всех расчетов, проводим сравнение двух вариантов по формуле:

                           (4.10)

если ДЗ>5% , то принимаем вариант с минимальными расчетными затратами;

если ДЗ<5% , то варианты равноэкономичные.

3.2.1 Расчёт исходного варианта с трансформаторами Sном= 10 МВА.

Количество потерянной электроэнергии в обмотке высшего напряжения трансформатора по (4.6).

ДЭм110 = 0.5*365*0,076*37,92 / 102 = 190,9 МВт*ч

Количество потерянной электроэнергии в магнитопроводе по (4.5).

ДЭст = 8760*2*0,023 = 402,9 МВт*ч

Стоимость ежегодно потерянной электроэнергии трансформаторов по (4.4).

Ипот = 0.01*402,9+0.012*190,9 = 6,319 тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки по (4.3).

И = 0.088*640000*1.7+6319 = 102,063 тыс.руб.

Так как трансформатор не перегружается количество недоотпущенной электроэнергии за сутки равно нулю.

Fэ = 0

Следовательно количество недоотпущенной электроэнергии за год так же равно нулю.

Эн = 0

Стоимость недоотпущенной электроэнергии за год не учитываем, т.к. Эн=0.

Минимум расчетных затрат по исходному варианту по (4.1).

З = 0.12*640000*1.7+102063 = 232,623 тыс.руб.

Данные расчета сводим в табл. 4.1.

3.2.2 Расчет проектируемого варианта с трансформаторами

Sном = 6,3 МВА

Количество потерянной электроэнергии в обмотке высшего напряжения трансформатора по (4.6).

ДЭм110 = 0.5*365*0.058*37,092 / 6,32 = 367,07 МВт*ч

Количество потерянной электроэнергии в магнитопроводе по (4.5).

ДЭст = 8760*2*0.017 = 297,8 МВт*ч

Стоимость ежегодно потерянной электроэнергии трансформаторов по (4.4).

Ипот = 0.01*297800+0.012*367070 = 7,382 тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки по (4.3).

И = 0.088*550000*1.7+7382 = 89,662 тыс.руб.

Количество недоотпущенной электроэнергии за сутки равно нулю, т.к. трансформатор не перегружается.

Fэ = 0 МВт

Следовательно количество недоотпущенной электроэнергии за год так же равно нулю.

Эн = 0 МВт

Стоимость недоотпущенной электроэнергии за год не учитываем, т.к. Эн=0.

Минимум расчетных затрат по проектному варианту по (4.1).

З = 0.12*550000*1.7+89662 = 201,862 тыс.руб.

Данные расчета сводим в табл. 4.1.

Годовой экономический эффект составит:

                              (4.12)

 (руб)

Таблица 4. 1.

Сводная таблица расчетных параметров.

Производим сравнение двух вариантов по (4.10).

ДЗ = (232623 - 201862)*100% / 232623 = 13,2 %

DЗ > 5% , минимальные расчетные затраты в проектном варианте, принимаем вариант с трехобмоточными трансформаторами мощностью 6,3 МВА.

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Исходные данные для расчета:

Сопротивление системы берем из данных ДОАО “Костромаэнерго”.

Трансформаторы:

Трансформатор 1: ТМТН 6300/110

 кВА;  кВт;  кВт;

 кВ;  кВ;  кВ;

 %;  %;  %

Трансформатор 2: ТМТН 6300/110

 кВА;  кВт;  кВт;

 кВ;  кВ;  кВ;

 %;  %;  %

Линии:

Линия 1: АС70

I1=28,2 км; Ro1=0,42 Ом/км; Xo1=0,341 Ом/км;  В.

Линия 2: АС50

I2=27 км; Ro2=0,592 Ом/км; Xo1=0,377 Ом/км;  В.

Линия 3: А50

I3=9,6 км; Ro3=0,576 Ом/км; Xo3=0,325 Ом/км;  В.

Расчет токов короткого замыкания выполняем при нормальном режиме параллельно работающих трансформаторов с целью:

выбора электрического оборудования подстанции и проверки их на термическую и динамическую стойкость к токам КЗ. Расчет выполняем в именованных единицах, так как подстанция расположена далеко от электростанции и подключена к общей энергосистеме. В этом случае сопротивление от генератора электростанции до точки короткого замыкания в относительных единицах во много раз больше 3, что делает нецелесообразным расчет в относительных единицах. При расчете учитывается активное сопротивление, так как мощность трансформаторов подстанции превышает 1000 кВА, а напряжение в точках короткого замыкания превышает 500В. [12].

5.1 Составление расчетной схемы подстанции 110/35/10 кВ и ее схемы замещения с нанесением точек короткого замыкания

5.2 Определение сопротивления элементов сети

Так как расчет выполняется в именованных единицах, то для всех элементов сети определяем значение полного сопротивления.

5.2.1 Определение полного сопротивления трансформаторов Т1 и Т2 со всех сторон напряжения:

Так как трансформаторы имеют одинаковую мощность и марку, то расчет выполняем только для трансформатора Т1.

Перед определением полного сопротивления трехобмоточного трансформатора необходимо привести значение его напряжений короткого замыкания к расчетным величинам;

Uкн = 0,5(Uквн+Uксн-Uквс) = 0,5(17,5+6,5-10,5) = 6,75 %

Uкв = 0,5(Uквн+Uквс-Uксн) = 0,5(17,5+10,5-6,5) = 10,75 %

Uкс = 0,5(Uквс+Uксн-Uквн) = 0,5(10,5+6,5-17,5) = 0,25 %

Расчет полного сопротивления выполняем по формуле:

                                         (5.1)

где: Sm-полная мощность трансформатора (кВА);

Uк %-напряжение короткого замыкания выраженное в процентах;

Um-напряжение на обмотке трансформатора, для которой производится расчет полного сопротивления (кВ).

5.2.1.1 Определение полного сопротивления трансформатора Т1 на стороне высокого напряжения 110 кВ:

5.2.1.2 Определение полного сопротивления трансформатора Т1 на стороне среднего напряжения 35 кВ:

5.2.1.3 Определение полного сопротивления трансформатора Т1 на стороне низкого напряжения 10 кВ:

5.2.2 Определение сопротивлений воздушных линий выполняется по формулам:

                      (5.2)

                     (5.3)

                     (5.4)

где: Ro и Xo-активное и индуктивное сопротивление 1км провода (Ом/км) [2];

l-длинна линии (км);

5.2.2.1Определение активного, индуктивного и полного сопротивления линии 110 кВ:

 Ом

 Ом

 Ом

5.2.2.2 Определение активного индуктивного и полного сопротивления линии 35 кВ:

 Ом

 Ом

 Ом

5.2.2.3 Определение активного индуктивного и полного сопротивления линии 10кВ:

5.2.2.4 Определение полного эквивалентного сопротивления на стороне высокого напряжения трансформатора Т1:

5.3 Преобразование расчетной схемы с приведением значений сопротивления к напряжению короткого замыкания

Приведение значений полного сопротивления схемы выполняется через коэффициент трансформации к стороне, на которой считается напряжение короткого замыкания и выражается формулой:

                           (5.5)

где: Z-приводимое полное сопротивление (Ом);

U1-напряжение на высокой стороне (кВ);

U2-напряжение на низкой стороне (кВ).

5.3.1 Приведение значений полного сопротивления схемы при возникновении короткого замыкания на стороне 10 кВ:

Приведение значения полного сопротивления системы:

5.3.2 Приведение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны высокого напряжения трансформатора Т1:

5.3.3 Приведение значения полного сопротивления системы:

5.3.4 Приведение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны высокого напряжения трансформатора Т1:

5.4 Определение значений полного суммарного сопротивления в точках короткого замыкания на стороне 10 кВ

5.4.1 Определение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны низкого напряжения трансформатора Т1:

 Ом

5.4.2 Определение значения полного эквивалентного сопротивления подстанции на шинах 10кВ (в точке К4):

Ом

 Ом

5.4.3 Определение значения полного суммарного сопротивления подстанции на стороне 10 кВ (в точке К5):

5.5 Определение значений полного суммарного сопротивления в точках короткого замыкания на стороне 35 кВ

5.5.1Определение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны среднего напряжения трансформатора Т1:

 Ом

5.5.2 Определение значения полного эквивалентного сопротивления подстанции на шинах 35 кВ (в точке К2):

Ом

 Ом

5.5.3 Определение значения полного суммарного сопротивления подстанции на стороне 35 кВ (в точке К3):

 Ом

5.5.4 Определение значений полного сопротивления в точке короткого замыкания на стороне 110кВ:

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6