Щоб вибрати найраціональніший варіант електропостачання, зазвичай розглядають не менше двох варіантів числа і потужності трансформаторів на підстанції, порівнюючи їх по техніко-економічних показниках. За перший варіант приймаємо розрахункову потужність трансформатора 10000 кВ·А, а за другий варіант приймаємо трансформатор з потужністю на одну ступінь вище розрахункової 16000 кВ·А.
| № варіанта | Тип тр-ра | Ном. Потуж ність, кВ·А | Напруга | Втрати | Uкз, % | Іхх, % | Повна вартість підстанції | ||
| ВН | НН | ΔРхх, кВт | ΔРкз, кВт | ||||||
| I | ТДН | 10000 | 115 | 11 | 18 | 60 | 10,5 | 0,9 | 205,19 |
| II | ТДН | 16000 | 115 | 11 | 26 | 90 | 10,5 | 0,85 | 217,03 |
На основі прийнятих варіантів трансформаторів вказаних в таблиці, складаю таблицю економічного порівняння вибраних варіантів трансформаторів.
| № п/п | Найменування витрат | Перший варіант | Другий варіант |
| 1. | Капітальні витрати на встановлення трансформатора | К1=2К01=205,19 | К2=2К02=217,03 |
| 2. | Капітальні витрати на установлену потужність підстанції | ΔР1ст Куд+ΔР1м Куд=18·112+60·112=8736= =8,736 | ΔР2ст Куд+ΔР2м Куд=26·112+90·112 =12992=1,2992 |
| 3. | Всього, тис. грн. |  К1 +ΔР1ст Куд+ΔР1м Куд=205,19+8,736=
=213,926
|  К2 +ΔР2ст Куд+ΔР2м Куд=217,03+1,2992
=218,329
|
| 4. | Амортизаційні відрахування, 6,3 % від капітальних витрат на трансформатор |  = 
|  =
 
|
| 5. | Собівартість втрат електроенергії в тр-рах за рік, тис. грн.. | β=0,24 Сп1=ΔW1β=699340·0,24= =167841,6 грн=167,841 | β=0,24 Сп2=ΔW2β=683064·0,24=163935,516 грн=163,935 |
| 6. | Річні витрати, тис. грн. | U1=Ca1+Cп1= =13,48+167,841=181,3 | U2=Ca2+Cп2= =13,75+163,935=177,69 |
Для кожного варіанту визначаю капітальні витрати II і III.
Після цього визначається термін окупаємості підстанції за формулою:
Нормативний термін окупаємості в електротехніці становить 8 років. При Ток= 8 років обидва варіанти рівнозначні, якщо Ток> 8 років, то економічніший варіант у якого більше К, а якщо Ток< 8 років, то економічніший варіант у якого менший К.
DWI, DWII – кількість втрат електроенергії в трансформаторах за рік.
DWp=SDPutu,
де tu – протяжність кожної ступені взята з річного графіка;
DPu – втрати потужності, які відповідають цій ступені.
Визначаю втрати потужності для одного ввімкненого трансформатора 1-го варіанту Sн = 10000 кВ·А за формулою:
; [2] с.117
=91,2;
=95,9;
=98,6;
=100,5;
=111,3;
=117,4;
=128,2;
Визначаю втрати для двох паралельно ввімкнених трансформаторів 1-го варіанту Sн = 10000 кВ·А, користуючись формулою:
; [2] с.117
=72;
=74;
=76;
=77;
=82;
=85;
=91
Визначаю втрати електроенергії в трансформаторах за рік:
DWp=SDPutu=
=(72·1825)+(74·365)+(76·1460)+(77·1095)+(82·730)+(85·2190)+(91·1095)=699340.
Визначаю втрати потужності для одного ввімкненого трансформатора 2-го варіанту. Sн = 16000 кВ·А за формулою:
; [2] с.117
=68;
=71;
=73;
=74;
=80;
=84;
=90;
Визначаю втрати для двох паралельно ввімкнених трансформаторів 2-го варіанту Sн = 16000 кВ·А, користуючись формулою:
; [2] с.117
=73,45;
=74,83;
=75,62;
=76,19;
=79,33;
=81,13;
=84,28;
Визначаю втрати електроенергії в трансформаторах за рік:
DWp=SDPutu=
=(73,45·1825)+(74,83·365)+(75,62·1460)+(76,19·1095)+(79,33·730)+(81,13·2190)+(84,28·1095)=683064,65
Аналітичним шляхом перевіряємо Sкр для обох варіантів трансформаторів за формулою: 
; [3] с.218
=7722,9 кв·А;
=12125,6 кв·А;
Визначаю термін окупаємості підстанції:
=1,22;
Ток < 8, тобто економічніший варіант у якого < К, тобто 1-й варіант.
Розділ 5. Розрахунок живлячої і розподільчих мереж високої напруги
Розрахунок живлячої мережі
Живляча мережа призначена для забезпечення електроенергією промислових підприємств, вона сполучає районну підстанцію з ГПП підприємства. Згідно курсового проекту вона має напругу 110 кВ і довжину 32 км.
Підприємство буде живитися від повітряної ЛЕП з проміжковими залізобетонними опорами (одностояковими) з розміщенням проводів шестикутником. Для ЛЕП беремо сталеалюмінієві провода. Прийнята напруга живлячої мережі 110 кВ. Прийнята марка проводу АС (голий провід з осердям зі сталевих оцинкованих проволок і декількома зовнішніми навивами з алюмінієвих проволок).
Визначаємо активний опір трансформатора:
Ом
Визначаємо індуктивний опір трансформатора:
Ом
Визначаємо втрати активної потужності в трансформаторі:
Мвт
Визначаємо втрати реактивної потужності в трансформаторі:
Мвар
Визначаємо намагнічуючу потужність трансформатора:
Визначаємо потужність на обмотці 110 кВ трансформатора:
Визначаємо потужність на шинах 110 кВ підстанції:
або 
= 
=13,7 МВт
Визначаємо розрахунковий струм лінії:
А
Визначаємо тривалість використання максимального навантаження:
год.
War = 
Економічний переріз провода АС при Jек= 1 А/мм2
мм2
Приймаємо стандартний переріз 95 мм2
Вибираємо провід марки АС-95 [1] с.356
r0 =0,30 Ом/км; х0 =0,4 Ом/км. [17] с.512
Активний опір лінії довжиною 32 км.
R = r0·l =0,30·32=9,6 Oм
Індуктивний опір лінії:
х = х0·l =0,4·32=12,8 Ом
Втрати потужності, зумовлені ємністю кінця лінії:
Мвар
=2,7·10-6 при відстані між проводами 4,5 м
Повна потужність в кінці лінії:
Втрати активної потужності в лінії:
МВт
Втрати реактивної потужності в лінії:
Мвар
Повна потужність на шинах живлячої підстанції:
(9,75+0,16)-j(10,22+0,12- -0,52)=9,91-j9,82=9,91-j9,82
Напруга на шинах 110кВ підстанції підприємства:
кВ
Напруга на шинах 10кВ підстанції:
Дата: 2019-05-28, просмотров: 234.
