Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Введение
Электрическая станция – промышленное предприятие предназначенное для выработки электрической энергии.
В названии каждой электрической станции указан вид используемой первичной энергии или первичного двигателя: тепловая электростанция (ТЭС), гидравлическая (ГЭС), атомная (АЭС) и др. Передача электрической энергии осуществляется не на генераторном напряжении, а на более высоком. Для передачи электрической энергии от электростанций сооружают линии электропередач высокого напряжения, по которым электрическая энергия подается на трансформаторные подстанции. Преобразование электрической энергии переменного тока одного напряжения в электрическую энергию переменного тока другого напряжения, производится с помощью трансформаторных подстанций. Целью данного курсового проекта является получение практических навыков в его разработке экономичной, гибкой и надежной электрической схемы подстанций, а также расчет и выбор электрического оборудования для подстанций, которое будет обеспечивать бесперебойную работу. Большое количество подстанций ведет к применению в процессе проектирования комплектных, унифицированных узлов электрического оборудования, что позволяет значительно сократить затраты времени на проектирование, значительно повышает индустриализацию монтажных работ, а также удешевляет выполнение всех видов работ и снижает капитальные затраты на строительство подстанции. Перед энергетикам поставлены задачи сократить потребление электрической энергии на электрических подстанциях, перегон нефтепродуктов и газопродуктов, применив местные виды топлива. Электрическая энергия обладает большими преимуществами по сравнению с другими видами вторичной энергии: легко может быть произведена в больших количествах промышленными способами, передана на большие расстояния и распределена между потребителями. С достаточно малыми потерями ее можно преобразовать в месте потребления в другие виды энергии: механическую (электродвигатели), тепловую (электронагреватели), световую (лампы накаливания и люминесцентные), химическую (аккумуляторные батареи).
1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Краткая технология производства
Электрические станции предназначены для преобразования различных видов энергии в электрическую. По роду первичной энергии, преобразуемой специальными агрегатами в электрическую, электрические станции подразделяются на тепловые, гидравлические и атомные.
На тепловых электрических станциях (ТЭС) химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в паровом котле в энергию водяного пара, приводящего в движение паровую турбину, соединенную с генератором. Механическая энергия вращения турбины преобразуется генератором в электрическую. Отработанный пар поступает в конденсатор и превращается в воду. Далее с помощью насоса вода подается в паровой котел и цикл повторяется. Тепловую энергию, необходимую для работы парового котла, получают в результате сжигания природного газа, твердого топлива или жидкого топлива. Большинство ТЭС оборудовано паровыми турбинами.
К тепловым электрическим станциям относятся также атомные электростанции (АЭС). Они представляют собой сложные электрические установки. На них используется тепловая энергия распада атомного ядра изотопа урана или тория. Чтобы получить тепловую энергию распада атомного ядра длительно, а не в виде взрыва, и управлять ею, применяют специальные атомные котлы, называемые реакторами, со специальными замедлителями. По существу атомная электростанция является тепловой, т.к. тепловая энергия распада атомного ядра через специальные теплоносители передается воде, преобразуемой в пар, который приводит в движение турбогенератор. Однако вследствие интенсивного радиоактивного излучения требуется сооружение специальных средств для защиты от излучения, что существенно отличает атомные электростанции от обыкновенных тепловых.
Гидроэлектростанции (ГЭС) имеют ряд преимуществ: легко поддаются автоматизации, обладают быстрым запуском, малыми эксплуатационными расходами, а значит, и низкой себестоимостью производимой электроэнергии. Недостатками ГЭС являются значительные капитальные вложения, вызванные большими объемами земляных и строительных работ, устройством водохранилищ, плотин, отводных каналов и др.
Производство электроэнергии осуществляется за счет использования энергии падающей воды. Высота падения воды называется напором. Он создается установкой плотины, размещенной поперек реки. Величина напора определяется разницей верхнего уровня водного пространства до плотины и нижнего после ее. Используя полученный перепад уровней воды, можно привести в действие рабочее колесо гидротурбины и закрепленный на одном валу с ней генератор, вырабатывающий электрический ток.
1.2 Характеристика потребителей электроэнергии.
Все электроприемники с точки зрения надежности электроснабжения разделяют на три категории.
Электроприемники I категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.
Электроприемники I категории должны обеспечиваться питанием от двух независимых источников питания, перерыв допускается лишь на время автоматического восстановления питания.
Электроприемники II категории – это электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Эти электроприемники рекомендуется обеспечивать питанием от двух независимых источников, взаимно резервирующих друг друга, для них допустимы перерывы на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Допускается питание электроприемников II категории по одной воздушной линии, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 суток.
Электроприемники III категории – все остальные электроприемники, не подходящие под определение I и II категорий. Для этих электроприемников электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 сутки.
Исходя из данных курсового проекта потребители I категории составляют 35%, II – 55%, III – 10% следовательно, для питания данной схемы необходимо два независимых источника.
1.3 Разработка структурных схем
При проектировании подстанции до разработки главной схемы составляются структурные схемы выдачи электрической энергии (мощности) в которых показываются основные функциональные части установки (трансформаторы, распределительные устройства) и связи между ними. Схема выдачи электрической энергии зависит от типа и мощности подстанции, состава электрического оборудования и распределения нагрузки между распределительными устройствами разного напряжения. Так как для питания электроприемников необходимо два независимых источника, то структурная схема выглядит следующим образом:
Структурная схема выдачи
энергии двухтрансформаторной подстанции.
2. Расчетная часть
2.1 Выбор типа и расчет мощности трансформаторов
На узловых понижающих подстанциях с двумя или тремя напряжениями устанавливается, как правило: два трансформатора или автотрансформатора. Сооружение подстанций с четырьмя напряжениями не рекомендуется.
Мощность каждого трансформатора или автотрансформатора выбирается по суммарной нагрузке потребителей с учетом допустимой, аварийной перегрузки (1,4 Sном).
Определяем мощность трансформатора для 2-х трансформаторной подстанции по формуле:
Sтр. = (1)
где: Sтр. – мощность трансформатора
Sp – расчетная мощность трансформатора
β – коэффициент загрузки трансформатора, 0,7
N – число трансформаторов
Sн.тр. = = 9785,7 кВА
Выбираем [1] ТД 10000/35
Рассчитываем действительный коэффициент загрузки по формуле:
β = (2)
где:Sн. - номинальная мощность трансформатора
β == 0,56
Проверяем его при аварийном режиме по формуле:
(3)
где: I и II – категории электроприемников = 0,9
1,4 – коэффициент перегрузки
Аналогично производим расчет мощности трансформатора собственных нужд по формуле (1):
Sт кВА
Выбираем [1] трансформатор ТМ-400/10;
Производим проверку на экономический режим и режим перегрузки.
По формуле (2) определяем коэффициент загрузки:
По формуле (3) проверяем его при аварийном режиме
1,4400 411
560 411
Технические характеристики трансформаторов приведены в таблице 1
Таблица 1. Технические характеристики трансформаторов.
|
Вид трансформа-тора |
Мощность трансформа-тора, кВА |
Потери |
Iхх % |
Uкз % |
|
|
∆Pхх кВт |
∆Pкз кВт |
||||
|
ТД 10000/35 |
10 000 |
12,3-14,5 |
65 |
0,8 |
7,5 |
|
ТМ-1000/10 |
400 |
0,83 |
5,5 |
1,8 |
4,5 |
1.4 Разработка главной схемы электрических
соединений подстанций
Выбор главной схемы является определяющим источником при проектировании электрической части подстанции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная схема (рис. 2) является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, монтажных схем и т.д.
При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы:
Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:
Рисунок 2. Главная схема подстанции
1.5 Контрольно-измерительные приборы на подстанции
Контроль за режимом работы электрооборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (указывающих и регистрирующих).
Приборы контроля для различных присоединений могут устанавливаются в разных местах: на центральном пульте управления, на блочных щитах управления и на местных щитах. Даже на аналогичных присоединениях в зависимости от особенностей их режима работы количество контрольно-измерительных приборов может быть различным.
Таблица 1 Контрольно-измерительные приборы на подстанции
|
№ п/п |
цепь |
Место установки |
Перечень приборов |
Тип |
Класс точности |
Потребляемая мощность, ВА |
|
1 |
Понижающего двухобмоточного трансформатора |
ВН |
- |
- |
- |
- |
|
2 |
Понижающего двухобмоточного трансформатора |
НН |
амперметр |
А-05 |
1 |
10 |
|
ваттметр |
ЦП 8506 / 120 |
0,5 |
0,5 |
|||
|
счетчики активной энергии |
Меркурий 230 АRT. |
0,5 |
1 |
|||
|
счетчик реактивной энергии |
Меркурий 230 АRT. |
0,5 |
1 |
|||
|
3 |
Сборные шины 10 кВ |
На каждой секции или системе шин |
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения |
В7 - 72 |
0,5 |
12 |
|
вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений |
В7 - 72 |
0,5 |
12 |
|||
|
4 |
Секционного выключателя |
На каждой секции или системе шин |
амперметр |
А-05 |
1 |
10 |
|
5 |
Линии 10 кВ |
На каждой секции или системе шин |
амперметр |
А-05 |
1 |
10 |
|
счетчики активной энергии |
Меркурий 230 АRT. |
0,5 |
1 |
|||
|
счетчик реактивной энергии |
Меркурий 230 АRT. |
0,5 |
1 |
|||
|
6 |
Линии 35 кВ |
На каждой секции или системе шин |
амперметр |
А-05 |
1 |
10 |
|
ваттметр |
ЦП 8506 / 120 |
0,5 |
0,5 |
|||
|
Фиксирующий прибор, используемый для определения токов КЗ |
«Орион-РТ3» |
1 |
6 |
|||
|
7 |
Трансформатора собственных нужд |
ВН |
- |
- |
- |
- |
|
8 |
Трансформатора собственных нужд |
НН |
Амперметр |
А-05 |
1 |
10 |
|
расчетный счетчик активной энергии |
Меркурий 230 АRT. |
0,5 |
1 |
|||
|
9 |
Дугогасительного реактора |
- |
Амперметр |
А-05 |
1 |
10 |
1.6 Собственные нужды электрических подстанций
Состав потребителей собственных нужд (далее с.н.) подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей собственных нужд на подстанциях, выполненных по упрощённым схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов QR и QN, шкафов КРУН, а также освещение подстанции.
На подстанциях с выключателями ВН дополнительными потребителями являются компрессорные установки (для выключателей ВНВ, ВВБ), а при оперативном постоянном токе – зарядный и подзарядный агрегаты. При установке синхронных компенсаторов необходимы механизмы смазки подшипников, насосы системы охлаждения GC.
Наиболее естественными потребителями собственных нужд подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов и GC, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной.
Мощность потребителей собственных нужд не велика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.
Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учётом коэффициентов загрузки и одновремённости, при этом отдельно учитываются летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.
Предельная мощность каждого трансформатора собственных нужд для ПС 110 – 220кВ должна быть не более 630кВА. При технико-экономическом обосновании допускается применение трансформаторов 1000кВА при Uк=8%. На все ПС необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов с.н. В начальный период работы с одним трансформатором допускается устанавливать один рабочий ТСН, при этом второй ТСН должен быть смонтирован и включён в схему.
Для питания оперативных цепей подстанций может применяться переменный и постоянный ток.
В данном курсовом проекте на подстанции с оперативным переменным током трансформаторы с.н. Т1, Т2 присоединяются отпайкой к выводу главных трансформаторов. Это необходимо для возможности управления выключателями 6 – 10кВ при полной потере напряжения на шинах 6 -10кВ.
2.3 Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей
Причинами КЗ обычно являются нарушение изоляции, вызванные ее механическими повреждениями, старением, набросами посторонних тел на линии электропередачи, проездом под линиями негабаритных механизмов (кранов с поднятой стрелой и т.д.), прямыми ударами молнии, перенапряжениями, неудовлетворительным уходом за оборудованием. Часто причиной повреждением электроустановок являются неправильные действия рабочего персонала.
По расчетной схеме, где представлены элементы коротко замкнутой цепи, составляем схему замещения в виде активных и индуктивных сопротивлений. С учетом того, что активное сопротивление мало относительно индуктивного,
то в установках напряжением выше 1000В его не учитывают.
Схема замещения, путем постепенного преобразования приводится к одному эквивалентному сопротивлению, а затем ток короткого замыкания определяется по закону Ома.
Токи короткого замыкания в установках выше 1000В рассчитывается методом относительных единиц. Этот метод дает более простую структуру расчетных выражений. Относительные величины при расчете короткого замыкания приводятся к базисному напряжению и их базисной мощности.
При системе неограниченной мощности, сопротивление системы равно:
Хс=0
Сопротивление трансформатора в относительных единицах определяется по формуле:
(4) , где— напряжение короткого замыкания трансформатора, кВ.
— базисная мощность, принимается произвольно, МВА
Индуктивное сопротивление воздушной и кабельной линии определяется:
Sб
Хл = Худ * L * —— , (5)
Uср²
где L — длина линии, км.
Uср —среднее номинальное значение напряжения, кВ.
Сверхпереходной ток равен установившемуся и определяется:
Iб * Еном
Iп.о= (6)
Хрез
где Iб— базисный ток, кА
— результирующее сопротивление.
Базисный ток определяется по формуле:
(7)
Ударный ток короткого замыкания:
iуд = √2 * Куд * Iп.о (8)
где Куд— коэффициент, учитывающий соотношение между активным и индуктивным сопротивлением короткозамкнутой цепи и принимается по таблице в зависимости от места короткого замыкания.
Сопротивление трех обмоточного трансформатора:
0,5 Sб
Хв = —— * ( Uвн + Uвс – Uсн ) * —— (9)
100 Sнтр
0,5 Sб
Хс= —— * ( Uвн + Uсн – Uвс ) * —— (10)
100 Sнтр
0,5 Sб
Хн=—— * ( Uвс + Uсн – Uвн ) * —— (11)
Если задана мощность, то относительное сопротивление источника определяется через сверхпереходное сопротивление генератора, базисную мощность и номинальную мощность:
Sб
Х=Хd'' * —— (12)
Sном
, (13)
где Р — мощность источника, МВт.
— коэффициент мощности.
Эквивалентное ЭДС для 2-х источников:
Ес * Хг + Ег * Хс
Еэкв= (14)
Хг + Хс
Произведем расчет токов короткого замыкания.
Рисунок 3.Расчетная схема.
Рисунок 4.Схема замещения
Исходные данные: Sc= 1000 МВА; Хс=0,287; Р1=Р2=35мВт; L1=110 км; L2=L3=50 км; Sp=13700 кВА;
Принимаем Sб=100 МВА.
Производим расчет тока короткого замыкания для первой точки.
Сопротивление источника неограниченной мощности по формуле (12):
Sб 100
Х1= —— * Xd = —— * 0,287 = 0,028
Sн =1000
Сопротивление линии вычисляем по формуле (5):
100
Х2= 0,4 * 110 * —— = 0.07
115²
100
Х6=0,4 * 50 * —— = 1,46
37²
Х7= 1,46
Определяем номинальную мощность по формуле (13):
35
Sном = —— = 43,75 МВА
0,8
Сопротивление источника определяем по формуле (12):
100
Х10=Х11=0,12 * —— = 0,27
43,75
Х10 0,27
Х12= = = 0,135
2 2
Определяем сопротивление трех обмоточного трансформатора по формулам (9,10,11):
0,5 100
Хв=Х3= —— * (17,5 + 10,5 – 6,5) * —— =0, 26
100 40
0,5 100
Хв=Х4= —— * (17,5 + 6,5 – 10,5) * —— = 0,16
100 40
0,5 100
Хв=Х5= —— * (10,5 +6 ,5 – 17,5) *—— = 0
100 40
Определяем сумму сопротивлений:
Х13=Х4+Х12=0,16+0,135=0,295
Х14=Х1+Х2+Х3=0,0028+0,07+0,26=0,35
Находим эквивалентное ЭДС для 2-х источников по формуле (14):
Ес * Х13 + Ег * Х14 1 * 0,295 + 1,08 * 0,35
Еэкв= = = 1,04
Х13 + Х14 0,35+0,295
Находим сопротивление нового источника:
Х13 * Х14 0,35 * 0,295
Х15= = = 0,15
Х13 +Х14 0,35 + 0,295
Х6 * Х7 1,46 * 1,46
Х18= = = 0,73
Х6 +Х7 1,46 + 1,46
Определяем сумму сопротивлений:
Х16= Х5 +Х15= 0,1 + 0 = 0,1
Находим общее сопротивление:
Х17= Х16+Х18= 0,26+ 0,73= 0,99
Рассчитываем токи короткого замыкания от первой ветви:
Т.к. система неограниченной мощности, то токи определяем по формулам (11,12):
100
Iб= ——— = 1,56кА
√3 *37
Iб ∙ Еэкв 1,56 * 1,04
Iп.о = = = 1,63кА
Хобщ 0,99
Нахолим ударный ток короткого замыкания по формуле (13):
Iуд = √2 * 1,608 * 1,63= 3,7 кА
Расчет для второй точки короткого замыкания аналогичен:
Находим сопротивление трансформатора по формуле (4):
1000
Х8=Х9= 7,5 * 0,01 = 7,5
10
Находим общее сопротивление:
7,5*7,5
Х19= = 3,25
7,5+7,5
Находим токи по формулам (6, 7, 8):
100
Iб= ——— = 9,17кА
√3 * 6,3
9,17* 1,04
Iп.о = = 2,72 кА
3,25
Iуд = √2 * 1,6 * 2,72= 6,15кА
Значения токов короткого замыкания для 2-х точек приведены в таблице 2.
Таблица 2.
|
Точка К.З. |
Iп.о, кА |
Iуд , кА |
|
К1 |
1,63 |
3,7 |
|
К2 |
2,72 |
6,15 |
2.4 Расчетные условия и выбор аппаратов
на первичном напряжении
Цель выбора — обеспечить электрическую установку надежным в работе, безопасным в обслуживании и экономическим в монтаже и эксплуатации оборудованием.
Для этого выбранные аппараты, шины и кабели должны:
а) соответствовать условиям окружающей их среды или роду установки.
б) иметь такие номинальные параметры, чтобы удовлетворять условиям работы в нормальном режиме и при коротком замыкании.
в) отвечать требованиям технико-экономической целесообразности.
Выключатели выбираются по следующим параметрам:
По напряжению:
По длительному току:
Проверку выключателей следует производить по следующим параметрам:
На симметричный ток отключения:
Отключение апериодической составляющей тока короткого замыкания:
где: номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключенном токе для времени
номинальное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % .
апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов .
По отключающей способности:
если условие соблюдается, а , то допускается производить проверку по полному току короткого замыкания
4. По включающей способности:
где: номинальный ток включения
наибольший пик тока включения, рассчитываемый по формуле:
где: ударный коэффициент, нормированный для выключателя 1,8
На электродинамическую стойкость:
где: действующее значение периодической составляющей предельно сквозного тока короткого замыкания.
наибольший пик тока электродинамической стойкости.
6. На термическую стойкость:
где: ток термической стойкости.
длительность протекания тока термической стойкости, с.
тепловой импульс тока короткого замыкания ()
Если , то
Проверка выключателей по параметрам восстанавливающегося напряжения на контактах выключателя в учебном проектировании обычно не производится, так как в большинстве энергосистем реальные условия восстановления напряжения соответствуют условиям испытания выключателя.
Выбор разъединителей
При выборе типа разъединителя нужно обращать внимание на необходимое количество заземляющих ножей и место их установки. В схеме должно быть предусмотрено такое количество заземляющих ножей, чтобы исключить необходимость использования переносных заземляющих ножей. Разъединитель выбирают по тем же параметрам, что и выключатель.
Выбор ОПН
ОПН выбираются по напряжению:
Принимаем по [1] выключатель ВВУ-35А-40/3150 У1, технические характеристики представлены в таблице 5.
Таблица № 3. Технические характеристики выключателя ВВУ-35А-40/3150 У1
|
Тип |
, кВ |
, А |
, кА |
, с |
, кА |
, с |
|
ВВУ-35А-40/3150 У1 |
35 |
3150 |
40 |
0,09 |
40 |
3 |
Iнорм = (15)
Iнорм = = 112,2A
Iутяж = (16)
Iутяж = = 231,02А
Определяем периодическую и апериодическую момента времени.
По формуле (24) определяем время отключения:
(17)
Iаτ= (18)
Iпτ= (19)
Принимаем по [1] Ta = 0,03c.
Iа0,1 = = 0,08А
iа. ном. = (20)
iа. ном. = =16,97кА
iвкл. ном. = (21)
iвкл. ном. = =91кА
tоткл=0,09с < tтерм = 3с
кА2с
кА2с
Данные о выборе и проверке выключателя сводим в таблицу 8.
Принимаем по [1] разъединители РРЗ-1-35-100УЗ и РРЗ-2-35-100УЗ, технические характеристики представлены в таблице 4.
Таблица № 4. Технические характеристики разъединителей
РР3-1-35-100У3
|
Тип |
, кВ |
, А |
, кА |
, кА |
|
РР3-1-35-100У3 |
35 |
1000 |
80 |
31,5 |
кА2с
Данные о выборе и проверке разъединителя сводим в таблицу 8.
Принимаем по [1] ОПН ОПН-35 УХЛ1, технические характеристики представлены в таблице 5.
Таблица №5. Технические характеристики ОПН ОПН-35 УХЛ1.
|
Тип |
, кВ |
|
ОПН-35 УХЛ1 |
35 |
Таблица №6. Данные о выборе и проверке аппаратов.
|
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
Выключатель |
Разъединитель |
|
|
Uуст =35кВ |
35 кВ |
35 кВ |
|
Iнорм =112,2А |
Iнорм =3150А |
Iнорм =1000А |
|
Iутяж = 231,02А |
Iнорм =3150А |
|
|
Iп0,09 =1,63кА |
40 кА |
|
|
Iа0,1 =0,08к А |
Iа.кон =16,97к А |
|
|
Iу=3,7кА |
Iд.=102 кА |
Iпр.скв.=80 кА |
|
=0,3188 |
99,22с |
с |
Выбранные аппараты удовлетворяют всем требованиям, поэтому принимаем их к установке.
2.5 Расчетные условия и выбор аппаратов на вторичном напряжении
Выбор и описание конструкции КРУ.
Комплектное распределительное устройство — защищенное электротехническое устройство, предназначенное для приема и распределения электроэнергии и состоящее из шкафов КРУ со встроенными в них аппаратами для коммутации, управления, измерения, защиты и регулирования, совместно с их несущими конструкциями, кожухами, электрическими соединениями и вспомогательными элементами. КРУ поставляется в собранном или полностью подготовленном для сборки виде.
Применением комплектного распределительного устройства достигается: повышение надежности работы распределительного устройства; сокращение объема монтажных работ на месте установок и сроков сооружения распределительного устройства; повышение безопасности обслуживания; возможность быстрой замены неисправностей выключателя при использовании шкафов с выкатными тележками.
Комплектное распределительное устройство состоит из: вводного шкафа, шкафа с трансформатором собственных нужд, линейного шкафа, шкафа с секционными выключателями.
КРУ выбирается по максимальному току, по формуле (16):
Imax =А
По формуле (15) рассчитываем ток нормального режима:
Iнорм = = 653,8A
Принимаем КРУ серии К-61М
Таблица №7. Номинальные данные камеры
|
Тип |
Uн, кВ |
Iн, А |
Iд, кА |
|
КРУ К-61М |
6 |
2500 |
128 |
Выбор вводного выключателя
Берём выключатель VF 12.25.3
Таблица №8. Номинальные данные вводного выключателя
|
Тип |
Uн, кВ |
Iн, А |
Iоткл, кА |
tоткл, с |
iд, кА |
It, кА |
tt, с |
|
VF 12.25.3 |
10 |
2500 |
31,5 |
0,06 |
80 |
31,5 |
3 |
По формуле (17) определяем время отключения:
Iп0,07 =2,72кА
Iаτ= (22)
Принимаем по [1] Ta = 0,06c.
Iа0,07 = = 1,19кА
iа.ном.= (20)
iа. ном. = =8,4 кА
iвкл. ном. = (21)
iвкл. ном. = =71,27кА
tоткл=0,05с < tтерм = 3с
кА2с
кА2с
Расчетные и номинальные данные выключателя сводим в таблицу№11.
Выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям, поэтому принимаем его к установке.
Выбор количества отходящих линий и линейных шкафов
Выбор отходящих линий производится по условию:
nлэп = (23)
Где
0,3÷0,4 – номинальный ток, кА.
Подставляем значения в формулу (32):
nлэп =шт
Принимаем 2 шт, 2 кабеля ААШВУ 3*150 мм2 с Iдоп =330А
Выбор выключателя на отходящих линиях
Берём выключатель ВБЧ-СП-10-31,5
Таблица №9. Номинальные данные выключателя на отходящих линиях
|
Тип |
Uн, кВ |
Iн, А |
Iоткл, кА |
tоткл, с |
iд, кА |
It, кА |
tt, с |
|
ВБЧ-СП-10-31,5 |
6 |
2500 |
20 |
0,04 |
31,5 |
20 |
3 |
По формуле (17) определяем время отключения:
Iп0,05 =2,72кА
Iаτ=
Принимаем по [1] Ta = 0,04c.
Iа0,05 = = 0,11кА
iа.ном.=
iа. ном. = =8,4 кА
iвкл. ном. =
iвкл. ном. = =71,27кА
tоткл=0,05с < tтерм = 3с
кА2с
кА2с
Выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям, поэтому принимаем его к установке.
Выбор секционного выключателя
Секционный выключатель выбираем по току:
0,8*Imax =0,8*809,2=647А
Берём выключатель ВБЧ-СП-10-31,5
Таблица №10. Номинальные данные секционного выключателя
|
Тип |
Uн, кВ |
Iн, А |
Iоткл, кА |
tоткл, с |
iд, кА |
It, кА |
tt, с |
|
ВБЧ-СП-10-31,5 |
6 |
2500 |
20 |
0,04 |
31,5 |
20 |
3 |
По формуле (17) определяем время отключения:
Iп0,05 =2,72кА
Iаτ=
Принимаем по [1] Ta = 0,04c.
Iа0,05 = = 0,11кА
iа.ном.=
iа. ном. = =8,4 кА
iвкл. ном. =
iвкл. ном. = =71,27кА
tоткл=0,05с < tтерм = 3с
кА2с
кА2с
Так как выключатель удовлетворяет всем требованиям и пригоден к установке во всех шкафах КРУ К-61М, то принимаем его к установке во все шкафы КРУ. Результаты выбора выключателей сведены в таблицу № 11.
|
Расчетные данные |
Расчетные данные |
Расчетные данные |
Выключатель |
|
вводной |
на отходящих линиях |
секционный |
ВФ 12.25.3 |
|
Uуст = 10кВ |
Uуст = 10кВ |
Uуст = 10кВ |
Uном =10кВ |
|
Iмах = 809,26А |
Iнорм = 393А |
Iнорм = 393А |
Iном = 2500А |
|
Iп0,07 =2,72кА |
Iп0,05 =2,72кА |
Iп0,05 =2,72кА |
Iоткл..ном =31,5кА |
|
Iа0,07 =1,19кА |
Iа0,05 =0,11кА |
Iа0,05 =0,11кА |
iа. ном. = 8,4 кА |
|
Iп.о. =2,72кА |
Iп.о. =2,72кА |
Iп.о. =2,72кА |
Iвкл..ном =31,5кА |
|
Iу=6,15кА |
Iу=6,15кА |
Iу=6,15кА |
Iд = 80кА |
|
Bк=0,73кА2с |
Bк=0,73кА2с |
Bк=0,73кА2с |
I2терм*tоткл = 59,53 кА2с |
Выбранный выключатель удовлетворяет всем требованиям, поэтому принимаем его к установке.
2.6 Расчетные условия и выбор токоведущих частей электрических соединений подстанции
Гибкие токопроводы применяются для соединения электрических аппаратов в РУ. В РУ 35кВ и выше она выполняется неизолированными проводами марки АС. Для соединения генератора и трансформатора с РУ 6-10кВ гибкий токопровод выполняется пучком проводов. Два провода из пучка сталеалюминевые, они несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра. Остальные провода алюминиевые и являются только токоведущими, их сечение рекомендуется выбирать большими, так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Расчет гибкого токопровода заключается в определении числа и сечения проводников.
Выбираем сечение по экономической плотности тока:
(24)
где Iр — расчетный ток, А
Jэк – экономическая плотность тока [5], в зависимости от характеристики и часов использования максимума нагрузки, принимаем равным 1 А/мм2.
По формуле определяем номинальный ток:
(25)
По формуле (15) определяем расчётный ток:
Iр = = 231A
Тогда сечение должно быть не меньше:
мм2
[6] Принимаем два сталеалюминевых провода АС-150 мм2 с диаметром 16,8мм, Iдоп=450А;
Проверяем по допустимому току:
Iдоп Iр
900>231*2=462
Проверяем на термическую устойчивость:
Fmin = (26)
где C – коэффициент выделения тепла, соответствующий разности тепла после и до короткого замыкания, принимается по [5] в зависимости от материала проводника и конструкции, принимаем равным 91.
(27)
По формуле (27) находим тепловой коэффициент к:
Ас
По формуле (26) определяем минимальное сечение:
мм2
Провод термически устойчив:
150мм2>6,20мм2
Принимаем к установке гибкий токопровод АС- 150.
Проверяем провода на коронирование:
1,07Е < 0,9Ео (28)
где Е – напряженность электрического поля у проводника;
Ео – максимальное значение начальной критической напряженности.
Е = (29)
где U – линейное напряжение, кВ
ro – радиус провода, см
ro = (30)
Dср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см
Dср =1,26*D (31)
где D – расстояние между соседними фазами равное 1000мм, т.к. U =110кВ
Еo = (32)
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82).
δ – относительная плотность воздуха (δ=1,04-1,05)
По формуле (30) находим радиус провода:
ro = мм=0,84 см
По формуле (31) находим среднее геометрическое расстояние между проводами фаз:
Dср =1,26*1000=126см
По формуле (29) находим Е:
Е =
По формуле (32) находим Еo:
Еo =
Проверяем провода на коронирование:
Выбор гибкого токопровода для напряжения 10 кВ:
По формуле (16) находим максимальный ток:
Imax =А
По формуле (15) находим нормальный ток:
Iнорм =А
По формуле рассчитываем сечение токопровода. j =1, т.к. Tmax>5000ч:
Fэ =мм2
Сечение несущих сталеалюминевых проводов должно быть не меньше:
Fэ.са= (33)
Fэ.са =мм2
Принимаем два сталеалюминевых провода АС 300 с Iдоп =690 А и диаметром 24.
Проверяем на термическую устойчивость:
По формуле (27) находим тепловой коэффициент к:
Ас
По формуле определяем минимальное сечение:
мм2
Провод термически устойчив:
Fcт ≥ Fmin
300> 10,35
300мм2>10,35мм2
Проверяем гибкий токопровод по допустимому рабочему току.
809,2 < 2*690
809,2 < 1380
Выбираем одно полосную шину: 50×5, S=250мм2, Iдоп=665А, m =0,675 кг/м.
По формуле проверяем её по термической стойкости:
Fmin =мм2
Наибольшее удельное усилие при трёхфазном коротком замыкании Н/м определяется по формуле:
(34)
Кф=1
Наибольшие электродинамические усилия возникают при трёхфазном повреждении, поэтому в дальнейших расчётах учитывается ударный ток короткого замыкания.
Равномерно распределённая сила Fсоздаёт изгибающий момент, Н*м (шина рассматривается как многопролётная балка, свободно лежащая на опорах).
где L – длина пролёта между изоляторами, м.
L= (35)
L =м
Где J – момент инерции.
J =см4
Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа.
(36)
Где
W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию сил, см3;
Момент сопротивления равен:
W = (37)
где b — ширина шины, см
h — высота шины, см.
W =
Шины механически прочны, если:
- допустимое механическое напряжение в материале шин, где МПа
Момент инерции равен:
мПа
1,6 < 85
Выбор изоляторов
В РУ шины устанавливаются на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины устанавливаются на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:
1. по номинальному напряжению:
2. по допустимой нагрузке:
где Fрасч – сила действующая на изолятор;
Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора, Н
(38)
где Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб, кг·с
Сила, действующая на изолятор, определяется по формуле:
Fрасч= (39)
где Кn – поправочный коэффициент на высоту шины, если шина расположена на ребро.
Кn= (40)
где Низ – высота изолятора.
Н= (41)
Выбираем опорный изолятор ОСК 10-35-А-2 УХЛ1. Данные сводим в таблицу№12.
Таблица №12 Номинальные данные
|
Тип изолятора |
Uн, кВ |
Fизг, кН |
Высота, мм |
Масса, кг |
|
ОСК 10-35-А-2 УХЛ1 |
10 |
3,75 |
120 |
1,5 |
Определяем допустимую нагрузку на головку изолятора по формуле (47):
Н
Находим поправочный коэффициент на высоту шины по формуле (40,41):
Н =см
Кn =
Находим силу, действующую на изолятор по формуле (39):
Fрасч =Н
2,96Н < 2250Н
Изолятор удовлетворяет условиям, поэтому принимает к установке опорный изолятор ОСК 10-35-А-2 УХЛ1.
Проходной изолятор выбирается по тем же условиям что и опорный, а также по максимальному рабочему току:
Выбираем проходной изолятор ИПУ-10/2000-12,5 УХЛ1. Данные сводим в таблицу № 13.
Таблица №13 Номинальные данные
|
Тип изолятора |
Uн, кВ |
Iн, А |
Pизг, кН |
Масса, кг |
|
ИПУ-10/2000-12,5 УХЛ1 |
10 |
2000 |
12,5 |
18 |
Находим силу, действующую на изолятор по формуле (41):
Fрасч =Н
Определяем допустимую нагрузку на головку изолятора по формуле (38):
Н
Сводим в таблицу №14 расчетные и номинальные данные изолятора.
Таблица №14 Данные проходного изолятора
|
Uуст, кВ 10 |
Uн, кВ 10 |
|
Fрасч, Н 26,82 |
Fдоп, Н 450 |
|
Iрасч.max, А 517,3 |
Iн, А 630 |
Изолятор удовлетворяет условиям, поэтому принимает к установке опорный изолятор ИПУ-10/2000-12,5 УХЛ1.
2.7 Выбор типов релейной защиты
Выбор типов релейной защиты осуществляется согласно ПУЭ [41]. Для трансформаторов собственных нужд предусматриваются устройства релейной защиты от следующих видов повреждении и ненормальных режимов работы:
1) от многофазных замыканий в обмотках и на выводах, продольная дифференциальная токовая защита трансформатора без выдержки времени;
2) от токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ - максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него;
3) от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой - максимальная токовая защита от токов обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал;
4) от замыканий внутри бака и от понижения уровня масла - газовая защита с действием на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах - продольная диффе ренциальная токовая защита без выдержки времени;
2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;
3) витковых замыканий в обмотках - газовая защита с действием на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интен сивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла;
4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ - максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжении или без него;
5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой - максимальная токовая защита от токов, обусловленных перегрузкой - с действием на сигнал.
Защита сборных шин 35 кВ.
Устанавливается дифференциальная токовая защита без выдержки времени, охватывающая все элементы, которые присоединены к системе или секции шин. Защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от переходных и установившихся токов небаланса (например, реле, включенных через насыщающиеся трансформаторы тока, реле с торможением).
Защита сборных шин 10 кВ.
Для секционированных шин 6-10кВ электростанций предусмотрена - двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой полнена в виде токовой отсечки по току и напряжению, а вторая - в виде максимальной токовой защиты. Защита должна действовать на отключение пи-элементов и трансформатора собственных нужд.
2.8 Выбор измерительных трансформаторов
Трансформаторы тока выбирают по следующим данным:
1. По напряжению:
2. По длительному току:
3. По классу точности: 0,02; 0,5; 1
4. По электродинамической стойкости:
где Iн1 – номинальный ток первичной обмотки
5. По термической стойкости:
6. По вторичной нагрузке:
где rк – сопротивление переходных процессов равное:
0,05Ом – если подключено ко второй обмотке 2-3 прибора
0,1Ом – более 3 приборов
rпр – сопротивление приборов, принимаем по справочным материалам, или по формуле:
(42)
rпров – сопротивление проводов. Для того чтобы выбрать сопротивление проводов требуется рассчитать сечение провода:
(43)
Рассчитываем сечение по формуле:
F = (44)
где Lрасч – расчётная длинна, принимаемая в зависимости от действительной длинны и от схемы соединения измерительных трансформаторов тока.
При соединении в неполную звезду:
Lрасч = L (45)
При соединении в полную звезду:
Lрасч = L (46)
Действительное сопротивление провода рассчитываем по формуле:
rпров =, (47)
Выбираем трансформатор тока на нижнюю сторону силового трансформатора.
Выбираем трансформатор тока ТФЗМ 35А У1. Данные сводим в таблицу № 15
Таблица №15 Номинальные данные трансформатора тока
|
Тип |
Uн1, кВ |
Iн1, А |
It, кА (кратность) |
iд, кА (кратность) |
tt, с |
|
ТФЗМ 35А У1 |
35 |
400 |
80 |
150 |
3 |
Проверяем по электродинамической и термической стойкости:
Iy = 3,7< = =84,85
Устанавливаем приборы. Данные сводим в таблицу №16.
Таблица №16 Номинальные данные приборов:
|
Прибор |
Фаза |
||
|
A |
B |
C |
|
|
Амперметр A-05 |
10 |
10 |
10 |
|
Ваттметр ЦП8506/120 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Счетчики активной энергии Меркурий 230 АRT. |
1 |
1 |
|
|
Счетчики реактивной энергии Меркурий 230 АRT. |
1 |
1 |
|
|
Итого |
12,5 |
10 |
12,5 |
Проверяем по вторичной нагрузке:
Определяем номинальную мощность всех приборов
Sном =12,5ВА
Определяем общее сопротивление приборов по формуле (42):
Ом
rк =0,01 т.к. количество приборов больше 3 шт.
r2н =2,4Ом
Ом
Выбираем сечение F:
Lрасч = 50 м для линии 35 кВ
Lрасч = L = 50 м
ρ для алюминия равно 0,0283.
Определяем сечение провода по формуле (44):
F =мм2
По справочным материалам выбираем ближайшее, стандартное сечение
Fст =4мм2
rпров =Ом
Производим проверку:
Проверяем по вторичной нагрузке:
2,4 >0,9
Расчетные и номинальные данные трансформатора сводим в таблицу №17
Таблица №17Данные трансформатора тока
|
Расчетное |
Трансформатор тока |
|
Uуст, кВ 35 |
Uном, кВ 35 |
|
Imax, А 231 |
Iном, А 400 |
|
3,18 |
(Kt·Iн1)2·tt 307,2 |
|
iу, кА 3,7 |
, кА 84,85 |
|
0,9 |
2,4 |
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям, поэтому принимаем его к установке.
Расчет других трансформаторов тока аналогичен этому расчету.
Выбор трансформатора тока для вводного выключателя
Выбираем трансформатор по максимальному току
Выбираем трансформатор тока ТЛШ-10.
Данные сводим в таблицу № 18
Таблица №18. Номинальные данные трансформатора тока.
|
Тип |
Uн1, кВ |
Iн1, А |
It |
iд, кА |
tt, с |
|
ТЛШ-10 |
10 |
1000 |
31,5 |
31,5 |
3 |
Устанавливаем приборы. Данные сводим в таблицу №19.
Таблица №19 Номинальные данные приборов:
|
Прибор |
Фаза |
||
|
A |
B |
C |
|
|
Амперметр A-05 |
10 |
10 |
10 |
|
Счетчики активной энергии Меркурий 230 АRT. |
1 |
1 |
|
|
Итого |
11 |
10 |
11 |
Расчетные и номинальные данные трансформатора сводим в таблицу №20
Таблица №20 Данные трансформатора тока
|
Расчетное |
Трансформатор тока |
|
Uуст, кВ 10 |
Uном, кВ 10 |
|
Imax, А 809,2 |
Iном, А 1000 |
|
0,73 |
(Kt·Iн1)2·tt 2976 |
|
iу, кА 6,15 |
, кА 44,5 |
|
0,9 |
1,25 |
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям, поэтому принимаем его к установке.
Данный тип трансформатора полностью удовлетворяет условиям выбора.
Выбор трансформатора тока для линейного выключателя
Выбираем трансформатор тока ТЛШ-10. Данные сводим в таблицу №21
Таблица №21. Номинальные данные трансформатора тока.
|
Тип |
Uн1, кВ |
Iн1, кА |
It, кА |
iд, кА |
tt, с |
|
ТЛШ-10 |
10 |
1000 |
31,5 |
31,5 |
3 |
Устанавливаем приборы. Данные сводим в таблицу №22.
Таблица №22 Номинальные данные приборов:
|
Прибор |
Фаза |
||
|
A |
B |
C |
|
|
Амперметр A-05 |
10 |
10 |
10 |
|
Счетчики активной энергии Меркурий 230 АRT. |
1 |
1 |
|
|
Итого |
11 |
10 |
11 |
Расчетные и номинальные данные трансформатора сводим в таблицу №23.
Таблица №23 Данные трансформатора тока
|
Расчетное |
Трансформатор тока |
|
Uуст, кВ 10 |
Uном, кВ 10 |
|
Imax, А 809,2 |
Iном, А 1000 |
|
0,73 |
(Kt·Iн1)2·tt 2976 |
|
iу, кА 6,15 |
, кА 14 |
|
0,9 |
1,25 |
Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям, поэтому принимаем его к установке.
Выбор трансформатора тока для секционного выключателя
Выбираем трансформатор тока ТЛШ-10. Данные сводим в таблицу № 24
Таблица №24. Номинальные данные трансформатора тока.
|
Тип |
Uн1, кВ |
Iн1, кА |
It, кА |
iд, кА |
tt, с |
|
ТЛШ-10 |
10 |
1000 |
31,5 |
31,5 |
3 |
Устанавливаем приборы. Данные сводим в таблицу №25.
Таблица №25 Номинальные данные приборов:
|
Прибор |
Фаза |
||
|
A |
B |
C |
|
|
Амперметр A-05 |
10 |
10 |
10 |
Расчетные и номинальные данные трансформатора сводим в таблицу №26
Таблица №26 Данные трансформатора тока
|
Расчетное |
Трансформатор тока |
|
Uуст, кВ 10 |
Uном, кВ 10 |
|
Imax, А 809,2 |
Iном, А 1000 |
|
0,73 |
(Kt·Iн1)2·tt 2976 |
|
iу, кА 6,15 |
, кА 44,5 |
|
0,9 |
1,25 |
Данный трансформатор удовлетворяет условиям выбора, принимаем его к установке.
Выбор трансформатора напряжения
Трансформатор выбираем по напряжению:
Выбираем трансформатор напряжения НТМИ-10. Данные сводим в таблицу № 27.
Таблица №27. Номинальные данные трансформатора напряжения.
|
Тип |
Uн1, кВ |
Uн2, В |
Smax, ВА |
|
НТМИ – 10- |
10 |
300 |
1000 |
10 =10
Устанавливаем приборы. Данные сводим в таблицу №28.
Таблица №28 Номинальные данные приборов:
|
Прибор |
Мощность одной обмотки, ВА |
Число обмоток |
cosφ |
sinφ |
Число приборов |
Общая потребляемая мощность |
|
|
Р, Вт |
Q, Вар |
||||||
|
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения V-03 |
10 |
1 |
1 |
0 |
1 |
1 |
0 |
|
Вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений Omix DP3-V3 |
10 |
1 |
1 |
0 |
1 |
1 |
0 |
|
Итого |
2 |
0 |
S2∑= (48)
По формуле 48:
S2∑= =2
S2∑=2 < Sном = 1000 ВА
2.9 Выбор конструкций и описание распределительных устройств
Наиболее распространенным РУ высшего напряжения на 35кВ является открытое РУ (ОРУ). ОРУ имеет следующие преимущества перед РУ закрытого типа:
В то же время ОРУ имеют следующие недостатки:
В качестве РУ на 10 кВ применяем КРУ.
Оно обладает следующими преимуществами:
Недостатки:
2.2 Технико-экономическое сравнение вариантов
При разработке главной схемы электрических соединений подстанции возникает ряд вариантов, подлежащих анализу и сопоставлению по технико- экономическим показателям. Технико-экономическое сравнение вариантов производится с целью выявления наиболее экономического варианта мощности трансформаторов, выбора схемы РУ, когда заданным техническим требования удовлетворяют несколько схем. Технико-экономическое сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняется по следующим группам показателей, которые должны быть определены для каждого варианта: количество и мощность основного оборудования и коммутационных аппаратов, потери мощности в отходящих линиях при различных аварийных и ремонтных режимах, капитальные затраты, потеря энергии и приведённые затраты.
Приведённые затраты рассчитываются по формуле:
З=рнК+И+У (4)
где рн – нормативный коэффициент равный 0,12 [ 2 ];
К – капиталовложения;
И – годовые эксплуатационные издержки;
У – ущерб от недоотпуска электрической энергии (в учебных расчётах не учитывается).
Годовые эксплуатационные издержки рассчитываем по формуле:
И=(рн+ро)·К+с·∆W·10-5 (5)
где рн+ро – отчисление на амортизацию и обслуживание (0,093);
∆W – потери электроэнергии кВт·ч;
С – стоимость 1кВт потерь электрической энергии коп/кВт·ч (0,8коп/кВт·ч).
Расчёт потерь электроэнергии осуществляется по формуле:
∆W=∆Рхх·Т+∆Ркз·β2· (6)
где ∆Рхх- потери хх, кВт;
∆Ркз – потери кз, кВт;
β – коэффициент загрузки;
Т – продолжительность работы трансформатора за год (8760ч);
- продолжительность максимальных потерь, ч.
Продолжительность максимальных потерь рассчитывается по формуле:
=(0,124+Tmax/10000)2·8760 (7)
|
Оборудование |
Стоимость единицы тыс.руб. |
Вариант |
|||
|
первый |
второй |
||||
|
кол-во |
стоимость |
кол-во |
стоимость |
||
|
ТД-10000/35 |
13.2 |
2 |
26.4 |
||
|
ТДНС-10000/35 |
25 |
2 |
50 |
||
|
Итог |
26.4 |
50 |
Производим расчет для первого варианта:
По формуле (7) рассчитаем продолжительность максимальных потерь:
=(0,124+6700/10000)2·8760=5522,6 ч
Рассчитаем потери электроэнергии по формуле (6):
∆W=13·8760+63·0.562·5522.6=222988,9 кВт·ч;
∆W=445977,8 кВт·ч – в двух трансформаторах
Расчёт годовых эксплуатационных издержек производим по формуле (5):
И=0,093·26.4+0,8·445977,8 ·10-5=6 тыс. руб.
Приведённые затраты рассчитываем по формуле (4):
З=0,12·26.4+6=9,168 тыс.руб.
Производим расчет второго варианта:
По формуле (7) рассчитаем продолжительность максимальных потерь:
=(0,124+6700/10000)2·8760=5522,6 ч
Рассчитаем потери электроэнергии по формуле (6):
∆W=10·8760+50·0.562·5522,6=144997,5 кВт·ч;
∆W=289995 кВт·ч – в двух трансформаторах
Расчёт годовых эксплуатационных издержек производим по формуле (5):
И=0,093·59.8+0,8·289995·10-5=7.88 тыс. руб.
Приведённые затраты рассчитываем по формуле (4):
З=0,12·59.8+7.88=15 тыс. руб.
Из полученных данных по технико-экономическому сравнению выбираем трансформатор типа ТД-10000/35.