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.
|
Параметр |
Исходный вариант |
Проектный вариант |
|
Капитальные вложения, руб. |
640000 |
550000 |
|
Стоимость ежегодно потерянной эл.эн., руб. |
6319 |
7382 |
|
Эксплуатационные издержки, руб. |
102063 |
89662 |
|
Расчетные затраты, руб. |
232623 |
201862 |
|
Годовой экономический эффект, руб. |
|
30761 |
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:
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10
