- •2.Выбор числа и мощности трансформаторов для главной понизительной подстанции (гпп).
- •3.Расчет токов короткого замыкания и выбор электрических аппаратов Выбор схемы электрических соединений проектируемой подстанции
- •Расчет токов к.З. Для понизительной подстанции
- •4.Выбор и проверка электрических аппаратов
- •Сторона высокого напряжения
- •Сторона низкого напряжения.
- •Для цеховых рп.
- •Выбор схемы и сечения кабелей местной сети
- •Сметные соображения
|
|
|
|
|
|
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ УПРАВЛЕНИЯ»
Специальность: Менеджмент организации
Форма обучения: Очная
Курсовая работа
по дисциплине:
«Технология передачи и распределения электроэнергии»
Вариант 19.
Выполнил:
Студент 2 курса 1 группы А.Стороженко
Исходные данные к проекту подстанции. Вариант № 19.
№ вар
|
Максим. нагрузка МВТ |
cosφ потреб. |
Номин. напряжение ЛЭП, КВ |
Длина ЛЭП, км |
Мощность К.З. в точке 'К" тыс. МВА |
Кол-во цеховых РП |
Нагрузка одного РП, МВТ |
|
19 |
55 |
0,93 |
220 |
100 |
80 |
4,0 |
2 18 |
5 2,5 |
Москва 2011г.
2.Выбор числа и мощности трансформаторов для главной понизительной подстанции (гпп).
Исходными данными для определения номинальной мощности трансформаторов является максимальная нагрузка потребителей в мегавольтамперах (МВА).
Таблица№1
Технические данные двухобмоточных трансформаторов с РПН.
Тип трансформатора
|
Sном, КВА
|
Верхний предел номин.напряж., КВ |
Потери, КВТ |
Uкз % |
Ixx % |
Расчетная стоимость трансформатора К, тыс. руб.
|
||
В.Н. |
Н.Н. |
|
|
|||||
ТРДН |
40000 |
230 |
11/11 |
50 |
170 |
11,5 |
0,6 |
145 |
ТРДН |
63000 |
230 |
11/11 |
70 |
265 |
11,5 |
0,8 |
172 |
а) Нагрузочная способность трансформаторов
Трансформатор допускает перегрузку на 40% сверх номинальной мощности. Такая перегрузка разрешается не более 5-ти суток при максимуме нагрузки не более 6-ти часов в сутки при условии , что коэффициент заполнения суточного графика нагрузки
40000*1,4=56000 > 55000 – выдерживает нагрузку
63000*1,4=88200 > 55000 – выдерживает нагрузку
= 6ч условия подходят для аварийной нагрузки.
= 0,583<0,75
б)Определение потерь мощности и энергии в трансформаторах.
Потери активной мощности в работающем трансформаторе равны:
ΔР=ΔРxx+ ΔРк.з.β2 [КВт]
где ΔРxx - потери активной мощности в режиме холостого хода или потери в стали сердечника;
ΔРк.з. - потери активной мощности в обмотках трансформатора
при номинальной нагрузке
β - коэффициент нагрузки трансформатора
где Sном - номинальная мощность трансформатора ;
Sнагр. - нагрузка трансформатора из графика нагрузки.
-
Потери при работе одного трансформатора ТРДН Sном=40000КВА
Sнагр= 6МВА
ΔР= 50+170*(6000/40000 )2=53,825КВА
Sнагр= 12МВА
ΔР= 50+170*(12000/40000 )2=65.3КВА
Sнагр= 35МВА
ΔР= 50+170*(35000/40000 )2=180.16КВА
Sнагр= 47МВА
ΔР= 50+170*(47000/40000 )2=284.71КВА
Sнагр= 59МВА
ΔР= 50+170*(59000/40000 )2=419.86КВА
При работе двух трансформаторов суммарные потери определяются по формуле:
-
Потери при работе двух трансформаторов ТРДН Sном=40000КВА
Sнагр= 6МВА
ΔР= 100+85*(6000/40000 )2=101.91КВА
Sнагр= 12МВА
ΔР= 100+85*(12000/40000 )2=107.65КВА
Sнагр= 35МВА
ΔР= 100+85*(35000/40000 )2=165.08КВА
Sнагр= 6МВА
ΔР= 100+85*(47000/40000 )2=217.35КВА
Sнагр= 6МВА
ΔР= 100+85*(59000/40000 )2=284.93КВА
-
Потери при работе одного трансформатора ТРДН Sном=63000КВА
Sнагр= 6МВА
ΔР= 70+265*(6000/63000 )2=72.4КВА
Sнагр= 12МВА
ΔР= 70+265*(12000/63000 )2=79.61КВА
Sнагр= 35МВА
ΔР= 70+265*(35000/63000 )2=151.79КВА
Sнагр= 47МВА
ΔР= 70+265*(47000/63000 )2=217.49КВА
Sнагр= 59МВА
ΔР= 70+265*(59000/63000 )2=302.42КВА
-
Потери при работе двух трансформаторов ТРДН Sном=63000КВА
Sнагр= 6МВА
ΔР= 140+132.5*(6000/63000 )2=141.2КВА
Sнагр= 12МВА
ΔР= 140+132.5*(12000/63000 )2=144.81КВА
Sнагр= 35МВА
ΔР= 140+132.5*(35000/63000 )2=180.89КВА
Sнагр= 47МВА
ΔР= 140+132.5*(47000/63000 )2=213.74КВА
Sнагр= 59МВА
ΔР= 140+132.5*(59000/63000 )2=256.2КВА
В зависимости от соотношения потерь ΔРxx, и ΔРк.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 Sкр. Аналитически ее можно определить по выражению:
==30.67 [МВА]
==45.79 [МВА]
где n - число параллельно работающих трансформаторов. Это же можно подтвердить графически (рис. 1,2).
нагрузке подстанции меньше критической (Sнагр<Sкр) для уменьшения потерь целесообразно отключать один трансформатор. Если Sнагр> Sкр - целесообразна работа двух трансформаторов.
Пользуясь годовым графиком нагрузки можно определить потери энергии в трансформаторах за год*(с учетом работы одного или двух трансформаторов):
2.
/Р
а) потери энергии в стали трансформатора
ΔЭст =ΔРxx ti+ 2ΔРxx(8760-ti)
ΔЭст40 =50*5246+2*50(8760 – 5246) = 613700[КВт]*ч
ΔЭст63 =70*5748+2*140(8760 – 5748) = 824040[КВт]*ч
б) потери энергии в обмотках трансформатора
ΔЭ м = ΔРм1t1+ ΔРм2 t2 +…+ ΔРмntn ,
где значения ΔРм, ΔРм2 … ΔРмn определены для различных нагрузок S1 , S2 ... Sn из годового графика для соответствующих ступеней времени t1 ,t2 ... tn
ΔЭ м40 1 тр-р 2 тр-ра
=53.825*2736+65.3*2510+165.07*502+217.35*1506+284.92*1506=1150451.96
[КВт]*ч
ΔЭ м63 1 тр-р 2 тр-ра
=72.4*2736+79.61*2510+151.79*502+213.74*1506+256,2*1506=118135.72
[КВт]*ч*
в) определение экономической эффективности различных вариантов.
Для выбора оптимального варианта необходимо определить совокупные затраты при установке трансформаторов различной мощности.
Для I варианта:
ЗI = 0,15КI+ ИпостI + ИперI, |тыс. руб.|
где 0,15 - заданный уровень рентабельности капитальных затрат (обычно принимаются от 10% до 15% от К);
К1- капитальные затраты по 1-му варианту |тыс. руб.|;
Ипост1 - условно постоянная часть эксплуатационных затрат, включая амортизацию и прочие трудозатраты (принимается от 5% от капитальных затрат) |тыс. руб. |;
Ипер1 - переменная составляющая эксплуатационных затрат, идущая на возмещение стоимости потерь электроэнергии
Ипер1= ΔЭгод1 Tэ |тыс.руб.|
где ΔЭгод1 - годовые потери энергии для данного варианта |КВт*ч|;
Tэ - тариф на электроэнергию, принимаемый в соответствии с существующим на данный момент для промышленных предприятий [Коп/ КВт*ч]. Tэ = 85 [Коп/ КВт*ч]
ЗI = 0,15*145*2+0,05*145*2+1782161,96*0,00085=1572,83 |тыс.руб.|
Для II варианта:
ЗII = 0,15КII + ИпостII + ИперII |тыс. руб|
ЗI = 0,15*172*2+0,05*172*2+1623741,6*0,00085=1773.79 |тыс.руб.|
Если в результате расчета окажется ЗI < ЗII, то экономически целесообразным считается первый вариант, при ЗII, < ЗI - то второй. Если ЗI = ЗII, варианты равноэкономичны. К установке целесообразно принять вариант с трансформатором большей мощности, предполагая в дальнейшем рост нагрузок предприятия. Т.е. применяем трансформатор мощностью 63 МВА.
Вывод: Поскольку оба трансформатора удовлетворяют условиям эксплуатации, но
Затраты на ТРДН Sном=63МВА, больше чем на 200 тыс.руб., то выгоднее установить ТРДН Sном=40МВА.