Определение числа, мощности и мест расположения трансформаторов

Выбор трансформаторов

В проекте предусматриваем четыре двухтрансформаторных подстанции для повышения надежности системы электроснабжения.

На двухтрансформаторных подстанциях следует стремиться применять однотипные трансформаторы одинаковой мощности для упрощения обслуживания, а также для сокращения номенклатуры складского резерва.

Здания и сооружения микрорайона с учетом их территориального расположения разделим на группы, для каждой из которых определим максимум нагрузок.

Расчетную нагрузку питающей линии (трансформаторной подстанции) при смешанном питании потребителей различного назначения (жилых домов и общественных зданий) Р_р.м определяется по формуле:

кВт, (4.1).

где Р_зд.max — наибольшая активная нагрузка здания из числа зданий, питаемых от ТП, кВт;

Р_здi — расчетные активные нагрузки других зданий, питаемых от ТП, кВт;

k_yi — коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по [2, таблица 6.13].

Расчетный максимум реактивной нагрузки на шинах 0,4 кВ ТП при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений) Q_р.м., квар, определяется по формуле:

квар, (4.2).

где Q_зд.max — наибольшая реактивная нагрузка здания из числа, питаемых от ТП, кВт;

Q_здi — расчетные реактивные нагрузки других зданий, питаемых от ТП, кВт;

k_yi — коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по [2].

Далее определим минимальное число силовых трансформаторов N_т, шт., устанавливаемых в ТП:

шт., (4.3).

где S_р — расчетная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, кВ•А;

S_НТ — номинальная мощность силового трансформатора, кВ^.А;

k_з — коэффициент загрузки трансформатора, принимаемый в зависимости от категории надежности потребителей электроэнергии.

Полученное N_Tmin округляется до ближайшего целого числа.

Определяем загрузку трансформаторов в нормальном режиме работы:

(4.4).

где Р_р — расчетная активная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, кВт;

Q_p — расчетная реактивная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, квар;

N_T — число силовых трансформаторов, устанавливаемых в ТП, шт.;

S_HT — номинальная мощность силового трансформатора, кВ•А.

Согласно [1] для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается, поэтому вопрос о компенсации реактивной мощности не рассматривается.

Длительная работа трансформаторов гарантируется при соблюдении нормированных условий их эксплуатации. Перегрузки по напряжению должны исключаться схемой и режимом работы электрической сети, а также защитными устройствами. Поэтому обычно рассматривается только допустимость перегрузок по мощности.

Перегрузка силовых трансформаторов в послеаварийном режиме характеризуется коэффициентом k_{П, АВ}, который определяется по формуле:

(4.5).

В качестве примера определим по формуле (4.1) расчетный максимум активной нагрузки для группы потребителей ТП 2: № 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17 — на генплане (лист 1).

Ррм = 286,32 + 0,9 • (70 + 85 + 70 + 70 + 70 + 70) + 0,8 • (24 + 37,5 + 24)= 746 (кВт).

По формуле (4.2) определяется расчетный максимум реактивной нагрузки:

Qрм =103,89 + 0,9. (20,3 + 24,65 + 20,3 + 20,3 + 20,3 +20,3) + 0,8 • (14,88 + 23,25 + 18,88) = 260 (квар).

Определим минимальное число силовых трансформаторов N_т, шт., устанавливаемых в ТП по формуле (4.3):

(шт.),.

(шт.).

Произведем уточнение загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах работы по формулам (4.4) и (4.5) соответственно:

.

.

.

.

Выбираем трансформаторы марки ТМГ.

Характеристики трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях, представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Характеристики и стоимость трансформаторов.

Для окончательного выбора необходимо произвести технико-экономическое сравнение предложенных вариантов трансформаторов.

4.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

Рассмотрим два варианта:

• 1) в ТП 2 устанавливаются два трансформатора ТМГ-630/10/0,4;
• 2) в ТП 2 устанавливаются два трансформатора ТМГ-1000/10/0,4.

Технико-экономическое сравнение предложенных вариантов трансформаторов производится на основе расчета приведенных затрат:

руб./год, (4.6).

где — годовые затраты, руб.;

К — капитальные вложения в ТП, руб.;

Е — норма дисконта, равна приемлемой для инвестора норме дохода на капитал, не менее действующего банковского процента (Е=0,16);

— ежегодные затраты без учета амортизации, руб./ год.

Капитальные вложения определяются по формуле:

руб./год, (4.7).

где n — число трансформаторов, шт.;

Ц — цена, определяется по оптовым ценникам, руб.;

— коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования (= 0,05 — для оборудования массой выше 1 т);

— коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы; = (0,020,08) — в зависимости от массы и сложности оборудования);

— коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования; = (0,10,15) — в зависимости от оптовой цены оборудования.

Ежегодные затраты без учета амортизации определяются по формуле:

руб./год, (4.8).

где — издержки на обслуживание и ремонт, руб./ год;

— издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторе за год, руб./год;

Издержки на обслуживание и ремонт определяются по формуле:

руб./год, (4.9).

где — норма ежегодных расходов на обслуживание и ремонт (%). Для трансформаторов: .

Издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах, определяются по формуле:

руб./год, (4.10).

гдесредняя себестоимость эл. энергии в энергосистеме, руб. за кВт^.ч;

— годовые потери электрической энергии в трансформаторе, кВт^.ч.

Т.к. на ТП будет установлено по два одинаковых трансформатора номинальной мощностью каждый, а нагрузка составляет, то при условиях раздельной работы потери определяется по формуле:

кВт· ч. (4.11).

Время максимальных потерь электроэнергии определяется по формуле:

(ч). (4.12).

Определяется время максимальных потерь по (4.12), где — время использования максимума нагрузок, равно 4500 ч:

(ч).

По формуле (4.11) определяются потери электроэнергии в трансформаторах Т1 и Т2:

• ?А_Т1год = 2. 0,95. 8760 + 2. 7,5. 0,63². 2886 = 33 826 (кВт^.ч/год),
• ?А_Т2год = 2. 1,3. 8760 + 2. 11. 0,4². 2886 = 32 935 (кВт^.ч/год).

По формуле (4.10) определяются издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах за год:

И_?АТ1 = 2,37 • 33 826 = 80 168 (руб./год),.

И_?АТ2 = 2,37. 32 935 = 78 056 (руб./год).

По формуле (4.7) определим капитальные вложения:

К_Т1 = 2. 190 000. (1+0,05+0,02+0,1) = 444 600 (руб.),.

К_Т2 = 2. 290 000. (1+0,05+0,03+0,11) = 678 600 (руб.).

На основании полученных расчетов составим таблицу технических характеристик трансформаторов для рассматриваемых вариантов. Данные представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2. Технические характеристики трансформаторов.

Определим приведенные капиталовложения:

• (На + Е). К_Т1 = (0,05+0,16). 2. 444 600 = 186 732 (руб./год),
• (На + Е). К_Т2 = (0,05+0,16). 2. 678 600 = 285 012 (руб./год).

По формуле (4.9) определим издержки на обслуживание и ремонт:

(руб./год),.

(руб./год).

В итоге приведенные затраты:

З₁ = 186 732 + 80 168 + 22 230 = 289 130 (руб./год),.

З₂ = 285 012 + 78 056 + 33 930 = 396 998 (руб./год).

Как следует из расчетов, наименьшие приведенные затраты имеют место в 1 варианте. Окончательно принимаем к установке трансформаторы ТМГ-630/10/0,4.

Дальнейший расчет для выбора вариантов трансформаторов проводим аналогичным образом. Результаты расчета приведены в таблице 4.3.

Таблица 4.3. Характеристики трансформаторных подстанций.