Учебное пособие: Электрооборудование станций и подстанций

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 Цохл. 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 tпер, температуры окружающей среды Qохл и коэффициента начальной нагрузки К1 определяется коэффициент аварийной перегрузки К2.

Экономическим критерием, по которому определяется наивыгоднейший вариант, является минимум расчетных затрат:

З = Рн × К + U + У ® min,

где Рн=0,12 – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для новой техники Рн=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;

Uпот – стоимость годовых потерь, тыс.руб.

Uпот = Сст × DЭст + См × DЭм ,

где DЭст и DЭм – годовые потери в стали и меди, кВт×час;

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

У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.

Величины удельных стоимостей Сст и См для Европейской части России могут быть приняты:

Сст=0,011 руб/кВт×час, См=0,012 руб/кВт×час.

Для Сибири: Сст=0,006 руб/кВт×час, См=0,007 руб/кВт×час.

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

К=Ктр=a×Кзав.

a - коэффициент для пересчета заводской стоимости трансформаторов;

Кзав - коэффициент расчетной стоимости

Таблица 2 [6]

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=Ктр.+Квыкл.

Годовые потери электроэнергии в трансформаторах и АТ определяются отдельно для стали и меди. Потери энергии в стали для трех фазных трансформаторов

DЭст. = n×Рх×х × 8760,

где n – количество параллельно работающих трансформаторов;

Рхх – потери холостого хода, кВт.

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

DЭм = ,

где Ркз – потери короткого замыкания. кВт;

Sн – номинальная мощность трансформатора, МВ×А;

Рi, 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 Ркзвн=Ркзсн=Ркзнн=Ркз.

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

Ркзвн = 0,7Ркзвн-сн.; Ркзсн = 0,3Ркзвн-сн;; Ркзнн = 0,3bРкзвн-сн,

где b= 

При расчете по вышеприведенным формулам необходимо принять

Sном. = Sнн.ном.

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

Л=W×Тв, час/год,

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19