Произведём проверку трансформатора на работу в послеаварийном режиме, для этого необходимо выполнение следующего условия
1,4 ģ SН.М. > N ģ SМАХ (2,26)
где: N - процент приёмников I и II категории при числе приёмников III категории равной 47 %
1 вариант
1,4 ģ 10,0 > 0,53 ģ 18,48
14 > 9,79
Трансформатор на 10 МВģА подходит, так как выполняется условие на работу в послеаварийном режиме.
2 вариант
1,4 ģ 16,0 > 0,53 ģ 18,48
22,4 > 9,79
Трансформатор на 16 МВģА подходит, так как выполняется условие на работу в послеаварийном режиме.
В результате произведенных расчетов выяснили, что трансформаторы на 10,0 МВģА и на 16,0 МВģА выбранных по шкале мощностей для работы в послеаварийном режиме пригодны, поэтому для дальнейших расчетов оставляем на двух вариантах, трансформатор на 10,0 МВģА и трансформатор на 16,0 МВģА
Для 1 варианта выбираем трансформатор трёхфазный, масляный, естественное охлаждение с дутьём и регулированием напряжения под нагрузкой первичное напряжение 115 кВ, вторичное напряжение 6,3 кВ, ТДН - 10000/110/6
- потери холостого хода Рх.х = 14,0 кВт
- потери короткого замыкания Рк.з .= 58,0 кВт
- ток холостого хода Iх.х.- 0,9 %
- напряжение короткого замыкания - 10,5 %
- полная стоимость одного трансформатора – 4200,0 тыс. руб.
Для 2 варианта выбираем трансформатор масляный с расщепленной обмоткой, с дутьём и регулированием напряжения под нагрузкой первичное напряжение 115 кВ, вторичное напряжение 6,3 кВ, ТРДН - 16000/110/6
- потери холостого хода Рх.х = 18,0 кВт
- потери короткого замыкания Рк.з. = 85,0 кВт
- ток холостого хода I х.х.- 0,7 %
- напряжение короткого замыкания - 10,5 %
- полная стоимость одного трансформатора – 4500,0 тыс. руб.
Составим таблицу технико-экономических показателей
Таблица 5 Технико-экономические показатели
| Наименование оборудования | Потери кВт | Ток холостого хода IХ.Х. % | Напряжение короткого замыкания UК.З. % | Стоимость т. руб. | |
| Холостого хода РХ.Х. кВт | Короткого замыкания РК.З. кВт | ||||
| ТДН - 10000/110/6 | 14,0 | 58,0 | 0,9 | 10,5 | 4200 |
| ТРДН - 16000/110/6 | 18,0 | 85,0 | 0,7 | 10,5 | 4500 |
К1 = 2 ģ 4200 = 8400,0 тыс. руб. (2,27)
К2 = 2 ģ 4500,0 = 9000,0 тыс. руб.
Эксплуатационные расходы. [9,c14]
СЭ = СП + СА + СЭП , (2,28)
где: СЭ - общая стоимость эксплуатационных расходов. тыс. руб.
СП - Стоимость потерь электрической энергии. тыс. руб.
СА - Стоимость амортизационных отчислений тыс. руб.
СЭП - Стоимость содержания эксплуатационного аппарата. тыс. руб.
Стоимость потерь электрической энергии в трансформаторах. СП, . тыс. руб.
СП = С0 ģ n(∆PХ.Х1 + кЭ (IХ.Х. ģSНОМ)/100)ģТ+С0 ģ nģк2З.М.(∆PК.З..+кЭ(UК.З.ģSНОМ.)/100) ģ τ
(2,29)
где: СП - стоимость потерь электрической энергии. тыс. руб.
С0 - стоимость 1 кВт ģ ч электроэнергии, руб/кВт ģ ч
n - количество трансформатора
кЭ - экономический эквивалент реактивной мощности, кВт/кВАр
∆PХ.Х.1 - потери мощности холостого хода, кВт
IХ.Х.1 - ток холостого хода, %
SНОМ.1 - полная максимальная мощность предприятия. МВ×А
Т – годовое число часов, час/год: Т = 8760 час/год
кЗ.М - коэффициент загрузки трансформатора
∆PК.З.1. - потери мощности короткого замыкания, кВт
UК.З.1 - напряжение короткого замыкания, %
τ – годовое число часов использования максимума нагрузки, час/год
СП1 = С0 ģ n(∆PХ.Х1 + кЭ (IХ.Х.1 ģ SНОМ1.)/100) ģ Т + С0 ģ n ģ к2З.М.(∆PК.З..1 + кЭ(UК.З.1 ģ SНОМ1.)/100)×τ = СП1 = 0,00234 ģ 2 ģ (14,0 + 0,1 ģ (0,9 ģ 10000)/100) ģ 8760 + 0,00234 ģ 2 ģ 0,942 ģ (58,0 + 0,1 ģ (10,5 ģ 10000)/100) ģ 4100 = 942,93 + 2763,59 = 3706,51 тыс. руб
СП2 = С0 ģ n(∆PХ.Х12 + кЭ (IХ.Х.2 ģ SНОМ2.)/100) ģТ+ С0 ģnģ к2З.М.(∆PК.З..2 + кЭ(UК.З.2 ģ SНОМ2.)/100)×τ
СП2 = 0,00234 ģ 2 ģ (18,0 + 0,1 ģ (0,7 ģ 16000)/100) ģ 8760 + 0,00234 ģ 2 ģ 0,592 ģ (85,0 + 0,1 ģ (10,5 ģ 16000)/100) ģ 4100 = 1197,11 + 1689,87 = 2886,98 тыс. руб.
Определяем амортизационные отчисления: СА , тыс. руб. [9,c14]
где: К - капитальные затрата на установку, тыс. руб.
СА1 = 0,1 ģ К1 (2,30)
СА1 = 0,1 ģ 8400,0 = 840,0 тыс. руб.
СА2 = 0,1 ģ К2
СА2 = 0,1 ģ 9000 = 900,0 тыс. руб.
Определяем общие эксплутационные расходы: СЭ тыс. руб. [9,c14]
где: СП - капитальные затрата на установку, тыс. руб.
СА - амортизационные отчисления тыс. руб
СЭ1 = СП1 + СА1 (2,31)
СЭ1 = 3706,51 + 840,0 = 4546,51 тыс. руб.
СЭ2 = СП2 + СА2
СЭ2 = 2886,98 + 900,0 = 3786,98 тыс. руб.
Определяем общие ежегодные затраты. З тыс. руб. [9,c14]
где: РН - нормативный коэффициент эффективности капиталовложения
РН = 0,15
СА - амортизационные отчисления
З1 = РН ģ К1 + СА1 (2,32)
З1 = 0,15 ģ 8400,0 + 840,0 = 2100,0 тыс.руб.
З2 = РН ģ К2 + СА2
З2 = 0,15 ģ 9000,0 + 900,0 = 2250,0 тыс.руб.
Данные для удобства вносим в таблицу
Таблица 6 Экономические показатели
| Вариант | Капитальные затраты К, тыс. руб. | Эксплуатационные расходы Сэ, тыс. руб. | Потери электроэнергии в год СП, тыс. руб. | Общие затраты З, тыс. .руб. |
| 1. ТДН - 10000/110 | 8400,0 | 4546,51 | 3706,51 | 2100,0 |
| 2. ТРДН - 16000/110 | 9000,0 | 3786,98 | 2886,98 | 2250,0 |
Из таблицы 2 видно, что сумма показателей первого варианта выше суммы показателей второго варианта, следовательно второй вариант с установкой двух трансформаторов мощностью по 16,0 МВ×А на 110 кВ является наиболее рациональным.
Принимаем к установке два трансформатора по 16,0 МВ×А.
2.4 Проверка выбранных питающих линий
Расчет ведется в соответствии с источником [6]
Исходные данные:
- SМАХ = 18,48 МВА = 18480 кВА
- L = 12,5 км
- C0 = 164 коп/кВт ģ ч
- KЭ = 0,1 кВт/кВАр
- ТМ = 4100 ч
- cos j = 0,92
- вторичное напряжение = 6 кВ
- активная мощность Р = 17 МВт
- реактивная мощность Q = 7,242 МВģАр = 7242 кВģАр
Для определения технико-экономических показателей определяем два варианта: с питающей линией на 35 кВ и с питающей линией на 110 кВ. так как полученное значение питающего напряжения находится между стандартными значениями напряжения 35 кВ и 110 кВ.
Сечения проводов и жил кабелей должны выбираться в зависимости от ряда технических и экономических факторов.
Технические факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:
– нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным) током;
– нагрев от кратковременного выделения тепла током к. з.;
– потери (падение) напряжения в жилах кабелей или проводах воздушной линии от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах;
– механическая прочность--устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер);
– коронирование — фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды.