Тема: Розрахунок і вибір кількості і потужності трансформаторів на підстанції

Практична робота №4

4.1 Вибираємо два варіанта розрахунку на підставі необхідного ступеня надійності і повної потужності споживачів. Так як категорія споживачів (І) II, то необхідно вибирати два варіанти розрахунку трансформаторних підстанцій:

- Вибираю

- Вибираю

4.2 Для кожного з варіантів проводимо розрахунок коефіцієнта навантаження і перевіряємо можливість роботи з припустимим перенавантаженням при максимальному навантаженні трансформаторів табл. 1:

K_з.роз. = , (40)

де S_роз = кВА (з розрахунку компенсаційного обладнання);

∑S_н.тр. - сумарна номінальна повна потужність трансформатора, кВА

K_{з.роз 1} =

K_з.роз.2 =

K_з.max. = , (41)

де S_max = кВА (з розрахунку компенсаційного обладнання)

K_з.max1. =

K_з.max.2 =

4.3 Визначаємо коефіцієнт завантаження одного трансформатора при аварії іншого на двох-трансформаторній КТП:

K_за = 0,75 1,18, (42)

де S_н.тр.- номінальна повна потужність одного трансформатора, кВт

K_за =

Робимо висновок: якщо коефіцієнт завантаження при аварії менше допустимого ми можемо приймати цей трансформатор до установки.

4.4 Визначаємо втрати потужності у трансформаторі при холостому ході:

∆Р'_х.х.1 = ∆Р_х.х.1 + K_в ∙ ∑S_н.тр. ∙ , кВт (43)

де ∆Р_х.х.1 - втрати потужності в трансформаторі при холостому ході, що виникли у сталі табл. 1, кВт; _х.х.1 = кВт;

K_в - коефіцієнт використання [1] с.52; K_в = 0,12;

I_х.х.1- струм холостого ходу табл. 1, I_х.х.1 = 2,1%

Для двотрансформаторної системи:

∆Р'_х.х2 = 2∙∆Р_х.х2+K_в ∙ ∑S_н.тр.2∙ , кВт (44)

де ∆Р_х.х.2 – втрати потужності в трансформаторі при холостому ході, що виникли у сталі табл. 1; ∆Р_{х.х. 2} = кВт;

I_х.х.2 – струм холостого ходу табл. 1; I_х.х.2 = %

∆Р'_х.х2 =

4.5 Визначаємо втрати потужності в трансформаторі при короткому замиканні:

Для двотрансформаторної системи:

∆Р'_к.з.1 = 2∆Р_к.з.1 + K_в ∙ ∑S_н.тр.1 ∙ , кВт (45)

де ∆Р_к.з.1 - втрати потужності в трансформаторі при короткому замиканні, що виникли в обмотці табл. 1, кВт; ∆Р_к.з.1 = кВт;

U_к.з.1 – напруга короткого замикання табл. 1, %, U_к.з.1 = %.

∆Р'_к.з.1 =

∆Р'_к.з2 = (46)

де ∆Р_к.з.2– втрати потужності в трансформаторі при короткому замиканні, що виникли в обмотці табл. 1; ∆Р _к.з.2 =, кВт;

U_к.з.2 – напруга короткого замикання табл. 1; U_к.з.2 = %;

∆Р'_к.з.2 =

4.6 Визначаємо загальні витрати в трансформаторі (загальні втрати потужності):

∆Р' = ∆Р'_х.х + K²_з.max ∙ ∆Р'_к.з. , кВт (47)

∆Р'₁ =

∆Р'₂ =

4.7 Визначаємо загальні втрати в трансформаторі:

∆W = ∆Р' ∙ Т, кВт год. (48)

де Т – річний час роботи трансформатора;Т = год.

∆W₁ =

∆W₂ =

4.8 Визначаємо вартість втрат електроенергії в трансформаторі:

В_в = ∆W ∙ , грн. (49)

де - вартість 1 кВт енергії, грн. = 1,12 грн.

В_в1 =

В_в2 =

4.9 Визначаємо вартість амортизаційних відрахувань:

В_а = ∙K_т, грн. (50)

де Р_а - відсоток амортизаційних відрахувань [1] с. 152, Р_а = 7,3 %;

K_т - вартість одного трансформатора табл. 1,K_т1 = грн. K_т2=грн.

В_а1=

В_а2 =

4.10 Визначаємо експлуатаційні витрати на трансформаторну підстанцію:

В_е = В_в + В_а (51)

В_е1 =

В_е2 =

4.11 Визначаємо річні витрати на трансформаторну підстанцію:

В_р = В_е + 0,15 ∙ K_т, грн. (52)

В_р1 =

В_р2 =

4.12 Всі розрахункові дані заносимо в таблицю 3.

Таблиця 3 – Розрахункові дані для трансформаторів

Тип транс- форматора	Потужність Sт, кВт	, кВт	, %	, %	Вартість Кт, тис. грн.	кВт	, кВт∙год	, грн.	, грн.	, грн	, грн.

 

Висновок: на підставі техніко-економічних міркувань при порівнянні річних та експлуатаційних витрат, коефіцієнта завантаження та втрат енергії в трансформаторі вибираємо дво(одно)трансформаторну підстанцію з трифазним трансформатором з двома обмотками типу ТМЗ(ТМ) потужністю S_т= кВА і вартістю К_т= грн.

 

Таблиця 1 –данівибору трансформаторів

Напр. U	Потуж-ність тр-раS, кВА	втрати	струм Ix.x, %	Напр. Uк.з %	Повна вартість, грн.	Тип
ΔPх.х кВт	ΔPк.з кВт
		0,73	2,65	2,4	4,5	1,86	ТМ3
	1,05	3,70	2,3	4,5	2,20
	1,46	5,50	2,1	4,5	3,12
	2,24	8,50	2,0	5,5	4,12
	3,30	12,20	2,8	5,5	5,32
	4,50	18,00	2,6	5,5	6,72
		0,73	2,65	—	4,5	2,82	ТН3
	1,05	3,70	—	4,5	3,74
	1,46	5,50	—	4,5	5,33
	2,27	8,50	3,2	5,5	7,64
	3,30	12,20	2,8	5,5	10,78
	4,40	18,00	2,6	5,5	13,82
	4,60	25,00	1,0	5,5	17,00
		0,70	2,70	4,00	5,5	2,78	ТС3
	1,00	3,80	3,5	5,5	3,30
	1,30	5,40	3,0	5,5	4,31
	2,00	7,30	3,0	5,5	5,81
	3,00	11,20	2,5	5,5	7,98
	4,20	16,00	2,5	5,5	11,12
		0,49	1,97	2,6	4,5	1,22	ТМ
	0,73	2,65	2,4	4,5	1,54
	1,05	3,70	2,3	4,5	1,93
	1,45	5,50	2,1	4,5	2,70
	2,27	7,60	2,0	5,5	3,60
	3,30	11,60	1,4	5,5	4,80
	4,50	16,30	1,3	5,5	6,60
	6,20	23,50	1,0	5,5	8,98
	8,60	33,50	0,9	6,5	12,47
	12,00	46,50	0,8	6,5	16,43