Б. Определение потерь мощности и энергии в трансформаторах.

Потери активной мощности в работающем трансформаторе равны:

, |КВт| (3)

где ∆Р_xx – потери активной мощности в режиме холостого хода или потери в стали сердечника;

∆Р_к.з. – потери активной мощности в обмотках трансформатора при номинальной нагрузке (из опыта короткого замыкания);

Значение ∆Р_xx и ∆Р_к.з. принимаются из приложения 2, таблица №1

β – коэффициент нагрузки трансформатора.

, (4)

где S_ном – номинальная мощность трансформатора (п.2; т.1);

S_нагр. – нагрузка трансформатора из графика нагрузки.

При работе 2-х трансформаторов суммарные потери определяются по формуле:

|КВт| (5)

В зависимости от соотношения потерь ∆P_xx и ∆P_к.з. при различной нагрузке потребителя режим работы одного трансформатора на двухтрансформаторной подстанции может оказаться выгоднее, чем двух. Значение мощности, при которой потери в одном и двух трансформаторах будут равны, называется критической мощностью S_кр. Аналитически ее можно определить по выражению:

|МВА|, (6)

где n – число параллельно работающих трансформаторов.

Это же можно подтвердить графически (рис. 1).

Рисунок 1.

При нагрузке подстанции меньше критической (S_нагр<S_кр) для уменьшения потерь целесообразно отключать один трансформатор. Если S_нагр>S_кр – целесообразна работа двух трансформаторов.

Пользуясь годовым графиком нагрузки можно определить потери энергии в трансформаторах за год¹:

а) потери энергии в стали трансформатора.

(7)

б) потери энергии в обмотках трансформатора.

, (8)

где значения ∆Р_М1, ∆Р_М2 … ∆Р_Мn определены для различных нагрузок S₁, S₂ … S_n из годового графика для соответствующих ступеней времени t₁, t₂ … t_n.

в) определение экономической эффективности различных вариантов.

Для выбора оптимального варианта необходимо определить совокупные затраты при установке трансформаторов различной мощности.

Для I варианта:

, |тыс. руб.| (9)

где 0,15 – заданный уровень рентабельности капитальных затрат (обычно принимаются от 10% до 15% от К);

К_I – капитальные затраты по I-му варианту |тыс. руб.|;

И_постI – условно постоянная часть эксплутационных затрат, включая амортизацию и прочие трудозатраты (принимается от 5% от капитальных затрат) |тыс. руб.|;

И_перI – переменная составляющая эксплутационных затрат, идущая на возмещение стоимости потерь электроэнергии.

, |тыс. руб.| (10)

где ∆Э_годI – годовые потери энергии для данного варианта |КВт*ч|;

Т_э – тариф на электроэнергию, принимаемый в соответствии с существующим на данный момент для промышленных предприятий |Коп/ КВт*ч|.

Для II варианта:

|тыс. руб| (11)

Если в результате расчета окажется З_i < З_II, то экономически целесообразным считается первый вариант, при З_II < З_I – то второй. Если З_i = З_II, варианты равноэкономичны. К установке целесообразно принять вариант с трансформатором большей мощности, предполагая в дальнейшем рост нагрузок предприятия.

3. Выбор схемы электрических соединенийпроектируемой подстанции

Понизительная подстанция машиностроительного завода получает питание от двух независимых источников электроэнергии, которыми являются расположенная на незначительном расстоянии ТЭЦ и крупная районная подстанция, входящая в состав энергосистемы. Так как в состав потребителей завода входит большой процент ответственных потребителей (I и II категории), то электроснабжение осуществляется с помощью двухцепных ЛЭП высокого напряжения: в вариантах 1-16 на напряжении 110 КВ, в варианте 17-30 – 220 КВ. На стороне высшего напряжения проектируемой подстанции предусматривается двойная система шин, на стороне 10 КВ – одиночная секционированная выключателем система шин (рис. 2).

Рисунок 2.