Модульне завдання 1

Модульне завдання №1

Мета: узагальнити основні теоретичні та практичні знання з навчального модуля 1

Завдання:

1. Дайте детальний опис кожного із питань відповідно доваріанту(надає викладач на парі)

2. Роботу оформіть в документі формату .doc

3. Збережіть файл транслітерацією Вашого прізвища та відправте в систему на перевірку

4. "Захистіть" Вашу роботу викладачеві (на парі)

Виконав: Студент 5 курсу ЕЕЕ-20001б(з) Скудря Микита

ВАРІАНТ 3

1. Системи охолодження силових трансформаторів і автотрансформаторів

Охолоджувачі в силових трансформаторах необхідні для забору гарячого масла з верхньої частини бака і повернення його охолодженим в нижню частину. Охолоджувальне устаткування має загальний вигляд двох масляних контурів (один зовнішній і один внутрішній), не взаємодіючих безпосередньо.

У функції внутрішнього контуру входить перенесення енергії до масла від нагріваючих поверхонь, зовнішній же контур в цей час займається перенесенням тепла до вторинного охолоджувального середовищі. Як правило, охолоджування відбувається за рахунок атмосферного повітря.

Розрізняють декілька видів охолоджувачів для силових трансформаторів та автотрансформаторів :

1. Радіатори . Існує кілька типів радіаторів. Як правило під радіатором розуміється безліч каналів в пластинах, що з'єднують колектори.

2. Гофрований бак . Даний бак є і охолоджувальною поверхнею і баком для різних розподільних трансформаторів. Використовується в трансформаторах малої і середньої потужностей, має власну кришку, обладнаний нижньою коробкою і гофрованими стінками.

3. Вентилятори . Підвісні вентилятори використовуються у великих вузлах і встановлюються збоку або під радіаторами для забезпечення охолодження повітрям і природним масляним охолодженням. Встановлення вентиляторів може збільшити максимальну навантажувальну здатність трансформатора на 25%.

4. Теплообмінники з циркуляцією повітря або масла . Оскільки природне відведення тепла вимагає занадто багато місця, у великих трансформаторах дуже часто в цілях економії використовують компактні охолоджувачі, оскільки їх потреба в просторі на порядок нижче, ніж у звичайних батарей радіатора. При цьому, щоб максимально заощадити використовуване місце, часто використовують компактні охолоджувачі з аеродинамічним опором. Однак, це вимагає певних витрат, оскільки необхідно забезпечувати примусову циркуляцію масла за допомогою насоса і циркуляцію повітря за допомогою потужних вентиляторів, що нагнітають його з атмосфери.

5. Масляно-водяні охолоджувачі . Зазвичай вони представляють з себе трубчасті циліндричні теплообмінники зі знімними трубками. Це класична технологія, вельми поширена по всьому світі завдяки своїй зручності у використанні. У промисловості саме подібні охолоджувачі складають найбільшу частку серед всіх використовуваних в наші дні. Часто це відбувається ще й завдяки тому, що більш сучасні технології, такі наприклад, як плоскі теплообмінники мембранного типу, поки не отримали належного визнання.

6. Масляні насоси . Цей тип охолоджувачів представляє з себе повністю герметичні особливі компактні конструкції. При використанні циркуляційних насосів для масляного охолоджуючого обладнання двигун повністю занурюється в трансформаторне масло, а чепцеві коробки при цьому відсутні як такі.

2. Умови вибору потужності трансформаторів на районних трансформаторних підстанціях

На підстанції може бути встановлено не більше двох трансформаторів. Кількість трансформаторів залежить від категорії надійності. Робота трансформаторів повинна бути роздільна, потужність вибирають залежно від коефіцієнта навантаження, що залежить від категорії надійності. У всіх випадках застосовують комплектні підстанції (КТП). Кінцевий висновок роблять на підставі техніко-економічного порівняння не менше двох варіантів. Трансформатор перевіряють на перевантаження при максимальному і аварійному завантаженні.

Найбільш економічні одне трансформаторні підстанції, які за наявності централізованого резерву або зв'язків по вторинній напрузі можуть забезпечити надійне живлення споживачів.

2.4.1 Вибираємо два варіанта розрахунку на підставі необхідного ступеня необхідності і повної потужності споживачів. Так як категорія споживачів ІІ то необхідно вибирати два варіанти розрахунку трансформаторних підстанцій.

1. Вибираю трансформатор потужністю (ТМ)

2. Вибираю два трансформатора потужністю (ТМ)

2.4.2 Для кожного з варіантів проводимо розрахунок коефіцієнта завантаження і перевіряємо можливість роботи з припустимим перенавантаженням при максимальному навантаженню трансформатора:

,

де – коефіцієнт завантаження, розрахунковий;

(з розрахунку компенсую чого обладнання);

– сумарна номінальна повна потужність трансформатора кВА.

,

де – коефіцієнт завантаження при максимальній загрузці;

(з розрахунку компенсуючого обладнання).

2.4.3 Визначаємо коефіцієнт завантаження одного трансформатора при аварії іншого двох трансформаторній КТП:

,

де – коефіцієнт завантаження одного трансформатора при аварії;

– номінальна повна потужність одного трансформатора, кВА.

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

2.4.4 Визначаємо втрати потужності трансформатора при холостому ході:

,

де - втрати потужності в трансформаторі при холостому ході, кВт;

– втрати потужності в трансформаторі при холостому ході, що виникли у сталі [3]с.136, кВт;

– коефіцієнт використання[1]с.52, ;

– струм холостого ходу [3]с.136,%.

,

2.4.5 Визначаємо втрати потужності в трансформаторі при короткому замиканні:

,

де - втрати потужності в трансформаторі при короткому замиканні, кВт;

– втрати потужності в трансформаторі при короткому замиканні, що виникли в обмотці [3]с.136, кВт;

– напруга короткого замикання [3]с.136,%.

,

2.4.6 Визначаємо загальні втрати в трансформаторі (сумарні втрати потужності):

,

де - загальні втрати в трансформаторі, кВт.

2.4.7 Визначаємо втрати енергії в трансформаторі:

,

де – втрати енергії в трансформаторі кВт год.;

Т – річний час роботи трансформатора,

2.4.8 Визначаємо вартість втрат електроенергії у трансформаторі:

,

де – вартість втрат електроенергії у трансформаторі, Грн.;

– вартість 1 кВт енергії, .

2.4.9 Визначаємо вартість амортизаційних відрахувань:

,

де - вартість амортизаційних відрахувань, грн.;

– відсоток амортизаційних відрахувань[1]с.152, ;

– вартість одного трансформатору[3]с.136,Грн.

2.4.10 Визначаємо експлуатаційні витрати на трансформаторну підстанцію:

,

де – вартість експлуатаційних втрат, грн.

2.4.11 Визначаємо річні витрати на трансформаторну підстанцію:

,

де – річні витрати на трансформаторну підстанцію,грн.

2.4.12 Всі розрахункові дані заносимо в таблицю 3:

Таблиця 3 – Розрахункові дані для трансформаторів

Тип Транс- форма- тору	потужність Sн.тр. кВт	втрати		Іх.х. %	Uк..з. %	Ціна грн	∆Р’х.х. кВт	∆Ртр. кВт	Вв грн	Ва. грн	∆W грн	Вр. грн
		∆Рх.х. кВт	∆Рк.з. кВт
ТМ	630	2,27	7,6	2	5,5	170000	2,98	11,46	85950	12410	57300	123860
ТМ	2×400	1,45	5,5	2	4,5	2×134000	6,74	13,81	103575	19564	69050	163339

2.4.13 На підставі техніко економічних порівнянь при порівнянні річних та експлуатаційних витрат, коефіцієнта завантаження та втрат енергії в трансформаторі, а також враховуючі, що двох трансформаторна підстанція підходить по коефіцієнту завантаження вибираю трансформаторну підстанцію типу ТМ, потужністю , вартістю .

3. Як розраховується потужність силового трансформатора при

підключенні дугогасного реактора на підстанції?

Для встановлення ДГР вибір підстанцій необхідно здійснювати з врахуванням конфігурації мережі і можливого поділу її на частини. Реактори встановлюються таким чином, щоб при поділу мережі, в кожній її частині зберігалась можливість компенсації ємнісного струму, близької до резонансної. Рекомендується встановлювати ДГР з плавним регулюванням, але допускається і із ступінчастим.

Потужність ДГР вибирається по величині повного ємнісного струму на землю з перспективною розвитку мережі на 10 років і визначається як:

Qp = nICU ф , кВА де n – коеф. розвитку мережі.

Для підключення ДГР використовуються силові трансформатори

з'єднання зірка з нулем/трикутник (𝛶/𝛥) - 35/110 кВ та в мережах 10 кВ недовантажені трансформатори.

Визначення допустимої потужності ДГР здійснюють також за формулою:

QДГР =

При величині ємнісного струму замикання на землю > 50 А, рекомендується встановлювати не менше двох ДГР – базисного не керованого та керованого типу.

а	б

Рис.5.4. Схеми підключення ДГР – на однотрансформаторній підстанції (а), на двотрансформаторній підстанції (б).