- •Введение
- •1.Задание на проектирование.
- •2. Предварительное оптимизационное проектирование и проектные исследования
- •2.1 Предварительное определение конструктивных и энергетических показателей трансформаторов
- •2.1.1. Конструктивные параметры магнитной системы и выбор величины индукции в стержне
- •2.1.2. Определение изоляционных промежутков
- •2.1.3. Определение коэффициента заполнения обмоток проводниковым материалом
- •2.1.4 Обмоточный конструктивный коэффициент -
- •2.1.5 Выбор коэффициента закрытия поверхности обмоток и удельной тепловой нагрузки обмоток
- •2.2. Критерии оптимальности трансформатора и определение начальных значений управляемых переменных.
- •2.2.1. Математическая модель критерия приведенных затрат на трансформацию электрической энергии.
- •2.2.2. Математическая модель критерия капитализированных затрат.
- •2.2.2.1. Оценка удельной капитализированной стоимости потерь холостого хода
- •2.2.2.2. Оценка капитализированной стоимости нагрузочных потерь
- •2.3 Основные уравнения расчетной математической модели трансформатора.
- •2.4. Алгоритм предварительного расчёта основных размеров и параметров трансформатора.
- •3. Методика применения программного комплекса “Аметист” для автоматизированного синтеза, анализа и оптимизации трансформаторов.
- •3.1. Общие сведения
- •Система управления сапр “Аметист”
- •3.2.3. Предварительный расчет
- •3.2.4. Оптимизация электромагнитных показателей
- •3.2.4.1. Оптимизация электромагнитных показателей по одной управляемой переменной
- •3.2.4.2. Оптимизация электромагнитных показателей по двум управляемым переменным
- •3.3. Синтез и оптимизация обмоток
- •4. Автоматизация процесса оптимизации параметров трансформаторов
- •4.2. Алгоритм процесса оптимизации методом циклического покоординатного спуска.
- •4.3. Методика автоматизированного синтеза и оптимизации трансформаторов на основе метода цпс.
- •5. Детальное проектирование трансформаторов.
- •5.1. Объём детального проектирования и его последовательность.
- •5.2. Раскладка, детальное конструирование и расчет обмоток.
- •5.2.1. Определение фазных напряжений и токов обмоток:
- •5.2.2. Определение чисел витков обмоток ( на одну фазу ):
- •Расчёт плотностей токов в обмотках нн и вн
- •Раскладка обмотки нн
- •5.2.5. Раскладка обмотки вн
- •5.2.6. Определение площади поверхностей охлаждения обмоток
- •5.2.7. Определение массы обмоток, расчёт основных и добавочных потерь короткого замыкания
- •5.3. Определение основных параметров мс, потерь в стали и тока холостого хода.
- •5.4. Расчёт механических напряжений в обмотках от радиальных усилий
- •5.5. Тепловой расчёт обмоток
- •5.6 Тепловой расчет бака.
- •5.7. Экономический расчёт
- •Пример предварительного оптимизационного расчёта трансформатора.
- •6.2. Предварительный расчет основных размеров и конструктивных показателей трансформатора.
- •Пример детального расчёта трансформатора.
- •7.1. Определение фазных напряжений и токов .
- •7.2 Определение конструктивных параметров мс и размеров изоляции в окне.
- •7.3 Определение числа витков обмоток:
- •7.4. Расчёт среднего значения плотности тока в обмотках. Определение плотности тока в обмотках нн и вн.
- •Расчёт обмотки вн.
- •7.7. Определение площадей поверхности охлаждения обмоток.
- •Определение массы обмоток, основных и добавочных потерь в обмотках, отводах, и баке. Проверка величины напряжения короткого замыкания.
- •7.9. Определение массы стали мс, определение потерь в стали и тока холостого хода.
- •7.10. Расчет механических напряжений в обмотках
- •7.11. Тепловой расчет обмоток
- •7.12. Тепловой расчет бака
- •7.13. Экономический расчет
- •Приложение а
- •Приложение б Основные данные обмоточных проводов круглого и прямоугольного сечений
- •Додаток в Форми вихідних даних для проектних досліджень Таблиця в1. Вихідні дані досліджуваного трансформатора
- •Таблиця в2. Конструктивні дані досліджуваного трансформатора
- •Таблиця в3. Техніко-економічні дані
2.2.2. Математическая модель критерия капитализированных затрат.
Исходя из графика нагрузки трансформатора и стоимости электрической энергии, можно определить годовую стоимость потерь холостого хода и нагрузочных. Стоимость потерь в каждом году всего срока службы трансформатора может быть покрыта годовым доходом, полученным от суммы в банке, положенной под сложный процент при установке трансформатора. Эта сумма, достаточная для оплаты стоимости потерь в каждом году срока службы трансформатора и является капитализированной стоимостью потерь.
Полная капитализированная стоимость (Зк) – это сумма стоимости установки трансформатора (включая его цену) и капитализированной стоимости потерь: стоимости при изменении технических и экономических характеристик трансформатора.
Зк=Сц+кк∙Рк+к0∙Р0 , (2.20)
Сц – прейскурантная цена трансформатора;
Р0, Рк – потери короткого замыкания и холостого хода,
к0 – удельная капитализированная стоимость потерь холостого хода, грн/кВт∙год
кк – удельная капитализированная стоимость нагрузочных потерь, грн/кВт∙год
Потери холостого хода Р0 возникает как только трансформатор включается в сеть. Эти потери не зависят от нагрузки трансформатора.
Потери нагрузочные (Рк) зависят т величины нагрузки и пропорциональны квадрату тока нагрузки.
Поэтому стоимости потерь холостого хода и нагрузочных (к0 и кк) должны быть различными, так как трансформатор постоянно находится под напряжением, но обычно нагружен не полностью.
Удельная капитализированная стоимость потерь определяется по формуле:
К0=tв∙Ce∙m (2.21)
где tв – годовое время использования трансформатора, час.;
Се – стоимость электрической энергии грн/кВт∙год;
(2.22)
- коэффициент капитализации, который определяет капитализированную сумму, необходимую для инвестиции в момент приобретения трансформатора, чтобы получить 1 грн. ежегодно в течении всего срока службы трансформатора (n лет);
r – процентная ставка;
Значения коэффициента капитализации m при разных процентных ставках r и сроках службы n приведены в табл. 2.11.
Таблица 2.11 – значения коэффициента капитализации m
n, год |
r, % | |||||
4 |
6 |
8 |
10 |
12 |
14 | |
5 |
4,45 |
4,21 |
3,99 |
3,76 |
3,6 |
3,43 |
10 |
8,11 |
7,36 |
6,71 |
6,14 |
5,85 |
5,22 |
15 |
11,12 |
9,71 |
8,86 |
7,61 |
6,81 |
6,14 |
20 |
13,59 |
11,47 |
9,82 |
8,51 |
7,47 |
6,62 |
25 |
15,62 |
12,78 |
10,67 |
9,08 |
7,84 |
6,87 |
Выражение для путем суммирования геометрической прогрессии преобразовывается к виду:
(2.23)
Как видно из табл.2.11., чем выше процентная ставка, тем меньше при прочих равных условиях капитализированная стоимость потерь.
Так, для срока службы 25 лет при неизменной стоимости 25 лет при неизменной стоимости потерь и процентной ставке, равной 14%, необходимый капитал должен быть равен 6,87 на каждую гривну стоимости потерь в каждом году. Годовая стоимость потерь должна быть умножена на 6,87, чтобы определить сумму капитала, необходимого на момент покупки трансформатора, чтобы обеспечить ежегодную оплату стоимости потерь в течение 25 лет.
Из (2.21) следует, что удельная капитализированная стоимость потерь зависит от годового времени использования трансформатора (которое может изменяться), стоимости электроэнергии (которая может увеличиться) и процентной ставки , которая также может изменяться. Поскольку эти параметры достаточно сложно определить точно, то величину К называют «оценкой удельной стоимости потерь» или «стоимостью потерь».