Таблица 9.3. Справочные
данные трансформаторов 110кВ
Тип
Sном
MB- A
Пределы регулирования
Каталожные данные
Расчетные данные
Uном обмоток, кВ
uк
%
DPк,
кВт
DPх, кВт
I,
%
RT,
Ом
ХT,
Ом
DQх, кВт
Ко,
тыс
у е
ВН
HH
ТРДЦН-25000/110
25
±9х1,78%
115
11;
10,5
120
27
0,7
2,54
55,9
175
84
ТД-40000/110
40
±2x2,5%
121
10,5
10,5
160
50
0,65
1,46
38,4
260
109
ТРДЦН-63000/110
63
±9x 1,78%
115
10,5;
10,5
260
59
0,6
0,87
22
378
136
1.-Коэффициент заполнения графика
в наиболее загруженные сутки определим
ориентировочно
по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при Pср= 9813,91 МВА:
Далее в
соответствии с формулами (9.3)-(9.7) пункта 9.1
Так-же как и
в предыдущем пункте 9.1, допустимая перегрузка должна составлять не более 30%,
принимаем
.
2. Нормальный режим.
Коэффициент загрузки
в часы максимума:
;
Вариант 1:
КЗ1 = 44,545 / 2*25 = 0,891
Вариант 2:
КЗ2 = 44,545 / 2*40= 0,557
Вариант 3:
КЗ3 = 44,545 / 2*63=0,354
С точки
зрения работы в нормальном режиме с учетом систематической перегрузки приемлемы
все варианты.
В первом
варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме
могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода,
поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:
Sдоп max =1,3*2*25 = 65 > 44,545 МВА
3. Послеаварийный режим
Проверяем
возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим
нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен
обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):
Вариант 1:
1,4*25 =35 МВА. (35/44,545)*100%= 78,57%
Вариант 2:
1,4*40 =56 МВА. (56/44,545)*100%= 125,71%
Вариант 3:
1,4*63= 88,2
МВА, (88,2/ 44,545)*100%= 198%
Предполагая наличие потребителей I-ой, II–ой,III–ей категории у
субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки
ГПП будет равна:
РI= 28,7%
РII = 61,2%
РIII= 10,1%
Для первого варианта допустим временный перерыв в питании
потребителей III –ей
и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.
Значит трансформаторы смогут обеспечить
электроэнергией всю нагрузку завода.
4. Определяем экономически целесообразный режим
работы трансформаторов.
Определяем
потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически
целесообразном режиме по формуле (9.8) [3,42]:
Принимаем при
расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.
Вариант 1.
; квар;
квар;
;
кВт;
кВт.
Приведенные
потери мощности в одном трансформаторе, кВт:
; кВт,
в двух
параллельно работающих трансформаторах:
кВт; кВт,
здесь kз0,5- новый коэффициент
загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.
Вариант 2.
квар; квар;
кВт;
кВт;
кВт;
кВт.
Вариант 3.
квар; квар;
кВт;
кВт;
кВт;
кВт.
Находим
нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами
по (9.8) [3,42]:
;
=13,336 МВА;
= 23,34МВА;
= 32,35МВА;
Переход на
параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в
трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле
(9.8). Потери электроэнергии на первой ступени S1=14,7 МВА составят:
кВт*ч/год,
кВт*ч/год,
Результаты
расчёта по определению годовых потерь мощности и энергии по варианту (110
кВ)сведены в табл 9.4.
Таблица 9.4. Расчёты
по определению годовых потерь мощности и энергии (110кВ)
№
ступени
Нагрузка, S
Продол-жительность ступени, tст,
kз
kз0,5
Продолжитель-ность ступени, t’ст,
Потери мощности, P,
Потери ЭЭ,
DW,
МВА
%
час в году
КВт
кВт*ч
2 по 25 МВА
1
14,700
33
-
0,294
2555
114,933
293654,335
2
22,273
50
-
0,445
730
171,209
124982,508
3
28,954
65
-
0,579
365
240,008
87602,9445
4
31,182
70
-
0,624
365
266,929
97429,2582
5
33,409
75
-
0,668
365
295,845
107983,447
6
35,636
80
-
0,713
1095
326,755
357796,532
7
37,418
84
-
0,748
730
352,918
257630,463
8
40,091
90
-
0,802
730
394,557
288026,527
9
42,318
95
-
0,846
730
431,449
314957,905
10
44,545
100
-
0,891
1095
470,336
515017,55
3064,94
2445081,47
2 по 40 МВА
1
14,700
33
0,3675
-
2555
142,78
364810,2
2
22,273
50
0,5568
-
730
192,61
140608,8
3
28,954
65
-
0,362
365
222,93
81370,9
4
31,182
70
-
0,390
365
238,42
87023,5
5
33,409
75
-
0,418
365
255,05
93094,8
6
35,636
80
-
0,445
1095
272,84
298754,3
7
37,418
84
-
0,468
730
287,89
210156,5
8
40,091
90
-
0,501
730
311,84
227641,8
9
42,318
95
-
0,529
730
333,06
243134,0
10
44,545
100
-
0,557
1095
355,43
389195,5
2612,9
2135790,5
2 по 63 МВА
1
14,700
33
0,2333
-
2555
110,06
281209,4
2
22,273
50
0,3535
-
730
151,73
110766,3
3
28,954
65
0,4596
-
365
202,68
73978,4
4
31,182
70
0,4949
365
222,62
81254,9
5
33,409
75
0,265
365
238,86
87185,4
6
35,636
80
0,283
1095
250,31
274087,7
7
37,418
84
-
0,297
730
260,00
189796,7
8
40,091
90
-
0,318
730
275,41
201050,9
9
42,318
95
-
0,336
730
289,07
211022,3
10
44,545
100
-
0,354
1095
303,47
332299,0
2304
1842651,2
Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта
соответственно:
= 36,766тыс у е
= 32,0369тыс у е
= 27,64тыс у е
Суммарные затраты:
З1 = 2*84*(0,125+0,064+0,03) + 36,766 = 73,558
тыс. у.е.
З2 = 2*109*(0,125+0,064+0,03) + 32,0369= 79,779
тыс. у.е.
З3 = 2*136*(0,125+0,064+0,03) + 27,64 = 87,21 тыс.
у.е.
Таким образом более экономичен вариант 110кВ2х25000
кВА., З110 = 73,558 тыс.у.е.