Рассмотрим работу трансформаторов в аварийном режиме.

Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку производится следующим образом: на заданном графике нагрузки наносится прямая, соответствующая номинальной мощности трансформатора. Верхняя часть графика, отсекаемая этой прямой, является зоной перегрузки трансформатора. Если график нагрузки расположен ниже, то аварийная перегрузка отсутствует [12].

Из графика нагрузки, представленного на рисунке 1.4., максимальное значение нагрузки составляет 0,16 МВА. При мощности трансформатора 1,6 МВА график нагрузки целиком расположен ниже номинальной мощности трансформатора, следовательно аварийная перегрузка отсутствует, нет необходимости в проверке трансформатора на этот режим.

При мощности трансформатора 0,56 МВА график нагрузки так же целиком расположен ниже номинальной мощности трансформатора, следовательно аварийная перегрузка отсутствует и нет необходимости в проверке трансформатора на этот режим.

4.2 Выбор трансформаторов на основе технико- экономического сравнения вариантов

Экономическим критерием по которому определяют наилучший вариант является минимум расчетных затрат.

руб. (4.1)

где: Pн = 0.12 , нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений [5];

К - суммарные капитальные вложения, руб.;

И - ежегодные эксплуатационные издержки, руб.;

У - стоимость недоотпущеной энергии, руб.;

К=a*K_зав, (4.2)

где: K_зав - заводская стоимость трансформатора, руб.;

а = 1.7 - коэффициент для пересчета от заводской стоимости к расчетной стоимости трансформатора [5];

(4.3)

где:

а = 8.8% - отчисления на амортизацию, техническое обслуживание и ремонт [5];

И_пот - стоимость ежегодно потерянной электроэнергии трансформаторов, руб;

И_пот = С_ст*-Э_ст + С_м *-Э_м; (4.4)

где: С_ст - стоимость потерь электроэнергии в магнитопроводе, 0.01руб/кВт*ч [5];

С_м-стоимость потерь электроэнергии в обмотках трансформатора, 0.012 руб/кВт*ч [5]

-Э_ст - количество потерянной электроэнергии в магнитопроводе,кВт;

-Э_м - количество потерянной электроэнергии в обмотках трансформатора, кВт.

-Э_ст = 8760*n*-Р_х.х, (4.5)

где: n- количество параллельно работающих трансформаторов;

-Р_х.х - потери в трансформаторе при холостом ходе, кВт,

(4.6)

где:

Pк - потери в трансформаторе при коротком замыкании, кВт;

Si-мощность нагрузки на каждой ступени, МВА (см. рис.1.5.);

Sн - номинальная мощность трансформатора, МВА;

ti - время данного участка , ч (рис.1.5.) .

У = Э_нед*У₀, (4.7)

где: Э_нед- количество недоотпущенной электроэнергии, кВт*ч;

У₀- стоимость одного кВА*ч недоотпущенной электроэнергии, руб/кВА*ч.

Количество недоотпущенной электроэнергии определяем по формуле.

, (4.8)

где: Fэ - количество недоотпущенной энергии за сутки при отключении одного трансформатора, кВт;

- параметр потока отказов , 1/год;

Тв - среднее время восстановления после отказа, ч.

Количество недоотпущенной за сутки энергии определяем по формуле.

F_Э = cos-(S_i-S_пер.), (4.9)

где: cos- - коэффициент мощности.

После окончания всех расчетов, проводим сравнение двух вариантов по формуле:

(4.10)

если ДЗ>5% , то принимаем вариант с минимальными расчетными затратами;

если ДЗ<5% , то варианты равноэкономичные.

3.2.1 Расчёт исходного варианта с трансформаторами S_ном= 10 МВА.

Количество потерянной электроэнергии в обмотке высшего напряжения трансформатора по (4.6).

ДЭм110 = 0.5*365*0,076*37,9² / 10² = 190,9 МВт*ч

Количество потерянной электроэнергии в магнитопроводе по (4.5).

ДЭст = 8760*2*0,023 = 402,9 МВт*ч

Стоимость ежегодно потерянной электроэнергии трансформаторов по (4.4).

Ипот = 0.01*402,9+0.012*190,9 = 6,319 тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки по (4.3).

И = 0.088*640000*1.7+6319 = 102,063 тыс.руб.

Так как трансформатор не перегружается количество недоотпущенной электроэнергии за сутки равно нулю.

Fэ = 0

Следовательно количество недоотпущенной электроэнергии за год так же равно нулю.

Эн = 0

Стоимость недоотпущенной электроэнергии за год не учитываем, т.к. Эн=0.

Минимум расчетных затрат по исходному варианту по (4.1).

З = 0.12*640000*1.7+102063 = 232,623 тыс.руб.

Данные расчета сводим в табл. 4.1.

3.2.2 Расчет проектируемого варианта с трансформаторами

S_ном= 6,3 МВА

Количество потерянной электроэнергии в обмотке высшего напряжения трансформатора по (4.6).

ДЭм110 = 0.5*365*0.058*37,09² / 6,3² = 367,07 МВт*ч

Количество потерянной электроэнергии в магнитопроводе по (4.5).

ДЭст = 8760*2*0.017 = 297,8 МВт*ч

Стоимость ежегодно потерянной электроэнергии трансформаторов по (4.4).

Ипот = 0.01*297800+0.012*367070 = 7,382 тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки по (4.3).

И = 0.088*550000*1.7+7382 = 89,662 тыс.руб.

Количество недоотпущенной электроэнергии за сутки равно нулю, т.к. трансформатор не перегружается.

Fэ = 0 МВт

Следовательно количество недоотпущенной электроэнергии за год так же равно нулю.

Эн = 0 МВт

Стоимость недоотпущенной электроэнергии за год не учитываем, т.к. Эн=0.

Минимум расчетных затрат по проектному варианту по (4.1).

З = 0.12*550000*1.7+89662 = 201,862 тыс.руб.

Данные расчета сводим в табл. 4.1.

Годовой экономический эффект составит:

(4.12)

(руб)

Таблица 4. 1.

Сводная таблица расчетных параметров.

Параметр	Исходный вариант	Проектный вариант
Капитальные вложения, руб.	640000	550000
Стоимость ежегодно потерянной эл.эн., руб.	6319	7382
Эксплуатационные издержки, руб.	102063	89662
Расчетные затраты, руб.	232623	201862
Годовой экономический эффект, руб.	30761

Производим сравнение двух вариантов по (4.10).

ДЗ = (232623 - 201862)*100% / 232623 = 13,2 %

-З > 5% , минимальные расчетные затраты в проектном варианте, принимаем вариант с трехобмоточными трансформаторами мощностью 6,3 МВА.

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Исходные данные для расчета:

Сопротивление системы берем из данных ДОАО “Костромаэнерго”.

Трансформаторы:

Трансформатор 1: ТМТН 6300/110

кВА;

кВт;

кВ;

Трансформатор 2: ТМТН 6300/110

кВА;

кВт;

кВ;

Линии:

Линия 1: АС70

I1=28,2 км; Ro1=0,42 Ом/км; Xo1=0,341 Ом/км;

В.

Линия 2: АС50

I2=27 км; Ro2=0,592 Ом/км; Xo1=0,377 Ом/км;

В.

Линия 3: А50

I3=9,6 км; Ro3=0,576 Ом/км; Xo3=0,325 Ом/км;

В.

Расчет токов короткого замыкания выполняем при нормальном режиме параллельно работающих трансформаторов с целью:

выбора электрического оборудования подстанции и проверки их на термическую и динамическую стойкость к токам КЗ. Расчет выполняем в именованных единицах, так как подстанция расположена далеко от электростанции и подключена к общей энергосистеме. В этом случае сопротивление от генератора электростанции до точки короткого замыкания в относительных единицах во много раз больше 3, что делает нецелесообразным расчет в относительных единицах. При расчете учитывается активное сопротивление, так как мощность трансформаторов подстанции превышает 1000 кВА, а напряжение в точках короткого замыкания превышает 500В. [12].