2020-04-20
290
Основным требованием при выборе числа трансформаторов является: надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности), а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок.
В рассматриваемом микрорайоне присутствуют потребители первой, второй и третьей категории по надежности электроснабжения, поэтому примем к установке двухтрансформаторные подстанции. При этом мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из строя одного, другой трансформатор принял бы на себя нагрузку всех потребителей, с учетом допустимой перегрузки. В аварийной ситуации допускается отключение потребителей III категории на срок до одних суток.
На двухтрансформаторных подстанциях следует стремиться применять однотипные трансформаторы одинаковой мощности для упрощения замены в случае выхода одного трансформатора из строя.
При выборе трансформаторов используем методику, приведенную в [8]. Минимальное число трансформаторов определяется:
|
|
|
, (4.5)
Где Sр - расчетная нагрузка потребителей, кВ·А;
кз - коэффициент загрузки трансформатора (принимается в зависимости от категории надежности потребителей);
Sн. т. - номинальная мощность трансформатора, кВ·А.
Полученное NT. min округляется до ближайшего целого числа - NT.
Согласно [1] для жилых и общественных зданий компенсация реактивной нагрузки не предусматривается, поэтому вопрос о компенсации реактивной мощности не рассматривается
Загрузка силовых трансформаторов в нормальном режиме работы характеризуется коэффициентом kз, который определяется по формуле:
, (4.6)
Рр - расчетная активная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, кВт;
Qp - расчетная реактивная нагрузка потребителей, питаемых от ТП, квар;
NT - число силовых трансформаторов, устанавливаемых в ТП, шт;
SHT - номинальная мощность силового трансформатора, кВ·А.
Загрузка силовых трансформаторов в аварийном режиме характеризуется коэффициентом kз, АВ, который определяется по формуле [8]:
. (4.7)
Приведем пример расчета для ТП-1.
От ТП-1 питаются потребители II и III категории надежности, следовательно по [1] примем значение коэффициента загрузки 0,8.
.
Принимаем NT =2
, 
.
Расчет для остальных ТП выполняется аналогично. Результаты расчета сведены в табл.4.4.
Таблица 4.4
Результаты выбора трансформаторов
| Sн. т, кВ·А | Nт | кз | кз, ав | |
| ТП 1 | 400 | 3 | 0,7 | 0,87 |
| 630 | 2 | 0,67 | 1,1 | |
| ТП 2 | 400 | 3 | 0,78 | 1,06 |
| 630 | 2 | 0,74 | 1,35 | |
| ТП 3 | 400 | 3 | 0,74 | 1,11 |
| 630 | 2 | 0,7 | 1,4 | |
| ТП 4 | 400 | 3 | 0,68 | 0,94 |
| 630 | 2 | 0,65 | 1, 19 | |
| ТП 5 | 400 | 3 | 0,785 | 0,77 |
| 630 | 2 | 0,75 | 0,98 |
|
|
|
kз, АВ рассчитываем с учетом, что в аварийном режиме отключены потребители III категории.
Для окончательного решения по выбору числа и мощности трансформаторов КТП необходимо провести технико-экономическое сравнение вариантов из табл.4.4 Примем к установке трансформаторы марки ТМГ.
Трансформаторы ТМГ служат для преобразования электроэнергии в сетях энергосистем и потребителей электроэнергии в условиях наружной или внутренней установки умеренного или холодного климата.
Номинальная частота ТМГ 50 Гц. Регулирование напряжения в ТМГ осуществляется в диапазоне до ± 5 % на полностью отключенном трансформаторе (ПБВ) переключением ответвлений обмотки ВН ступенями по 2,5 %.
Трансформаторы герметичного исполнения, без маслорасширителей. Температурные изменения объема масла компенсируются изменением объема гофров бака за счет их пластичной деформации.
Для контроля уровня масла трансформаторы снабжаются маслоуказателем поплавкового типа.
Для компенсации избыточного давления в баке сверх допустимого в трансформаторах мощностью от 16 до 63 кВА устанавливается предохранительный клапан.
Для измерения температуры верхних слоев масла на крышке трансформатора предусматривается гильза для установки термометра.
Срок службы силового трансформатора ТМГ составляет не менее 25 лет.
Паспортные характеристики трансформаторов представлены в табл.4.5.
Таблица 4.5
Паспортные характеристики трансформаторов
| Тип трансформатора | Номинальная мощность | Номинальное напряжение обмоток | Потери | UКЗ | Стоимость | ||
| ВН | НН | ΔРхх | ΔРКЗ | ||||
| кВ×А | кВ | кВ | кВт | кВт | % | руб. | |
| ТМГ-400/10/0,4 | 400 | 10 | 0,4 | 0,95 | 5,5 | 4,5 | 176715 |
| ТМГ-630/10/0,4 | 630 | 10 | 0,4 | 1,24 | 7,6 | 5,5 | 260820 |
Технико-экономическое сравнение вариантов выбора трансформаторов
Проведем технико-экономическое сравнение вариантов выбора трансформаторов на основании методики из [8].
Основные соотношения:
Приведенные затраты
, руб, (4.8)
Где Кктп - капитальные вложения на городскую трансформаторную подстанцию, руб; НД - норма дисконта; Еа - норма амортизационных отчислений, на кап. ремонт и текущий ремонт, руб; И - годовые издержки на содержание схемы, руб.
Капитальные вложения определяются по формуле:
, руб/год, (4.9)
Где NT - число трансформаторов;
- цена, тыс. руб. (определяется по прайс-листам);
- коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования ( =0,05 - для оборудования массой выше 1 т);
- коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы (
= (0,02 
0,08) - в зависимости от массы и сложности оборудования);
- коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования (
= (0,1 
0,15) - в зависимости от оптовой цены оборудования).
Потери энергии в трансформаторах (раздельная работа):
, кВт·ч, (4.10)
где NT - количество трансформаторов; ΔРхх - потери холостого хода в трансформаторах, кВт; Тгод - число часов в году (8760 ч); Кз - коэффициент загрузки; ΔРк - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт; τ - время максимальных потерь для коммунально-бытовых потребителей, ч.
Время максимальных потерь электроэнергии определяется по формуле:
, ч, (4.11)
где 
- время использования максимума нагрузок [7].
(ч).
Стоимость потерь электроэнергии
, (4.12)
Где Со - стоимость электроэнергии (С0 =2,79 руб.)
Приведем пример расчета для ТП1 (вариант 2·630 кВ·А):
;
;
;
Результаты расчета сведены в табл.4.6.
Таблица 4.6
Технико-экономического сравнения вариантов трансформаторов
| Мощность трансформатора, кВ·А | NT | KЗ | ΔРхх, кВт | ΔРКЗ, кВт | WT, кВт·час | ИТ, руб | З, руб | |
| ТП 1 | 400 | 3 | 0,7 | 0,95 | 5,5 | 46987 | 136598 | 367888 |
| 630 | 2 | 0,67 | 1,24 | 7,6 | 43754 | 122075 | 
| |
| ТП 2 | 400 | 3 | 0,78 | 0,95 | 5,5 | 50026 | 141574 | 369654 |
| 630 | 2 | 0,74 | 1,24 | 7,6 | 45114 | 125868 | 355364 | |
| ТП 3 | 400 | 3 | 0,74 | 0,95 | 5,5 | 48465 | 138644 | 368473 |
| 630 | 2 | 0,7 | 1,24 | 7,6 | 44213 | 123668 | 357974 | |
| ТП 4 | 400 | 3 | 0,68 | 0,95 | 5,5 | 44214 | 134561 | 364279 |
| 630 | 2 | 0,65 | 1,24 | 7,6 | 42321 | 120965 | 346795 | |
| ТП 5 | 400 | 3 | 0,785 | 0,95 | 5,5 | 50944 | 142764 | 370168 |
| 630 | 2 | 0,75 | 1,24 | 7,6 | 46210 | 126832 | 359134 |
|
|
|
Анализируя полученные результаты, окончательно принимаем к установке вариант, требующий минимальных приведенных затрат. Для ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-4, ТП-5 два трансформатора ТМГ по 630 кВ·А каждый. В таком варианте достигается необходимая загрузка трансформаторов и обеспечивается требуемая надежность электроснабжения по отношению к потребителям I и II категории.
