Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Определить температуру масла и сравнить с допустимой. Построить график температур.
Решение 1) Полагая, что тепловой режим установился к началу перегрузок (18 час.), определим по формуле (3): 2) Принимая начало перегрузок (18 часов) за начало отсчета, определим температуру масла в конце перегрузок, т.е. через 2 часа по формуле (2): 3) Принимая конец перегрузок за начало периода снижения температур, определим температуру масла через 4 часа, т.е. в 24 часа, по формуле (2`) Предварительно, можно сделать вывод, что максимальная температура масла недопустима при систематических перегрузках, но приемлема для аварийных перегрузок, так как меньше 1150 С.
Занятие 4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУР ОБМОТОК Методические указания Определение температуры обмоток трансформатора базируется на расчете превышения температуры обмоток над температурой масла (4) где (5) Поскольку постоянная времени нагрева обмоток относительно мала ( мин), то на суточном графике изменение температуры обмоток будет скачкообразным. Пример Используя данные предыдущей задачи, определим температуру обмоток и построим график изменения температур 1) По выражению (5)
2) К началу перегрузок (18 часов) температура обмоток была (4) 3) Через 15-20 минут после начала перегрузок температура достигла 4) В конце периода перегрузок (20 часов) 5) Через 15-20 минус после окончания перегрузок 6) В 24 часа температура обмоток упала до величины 7) Построим график изменения температур.
Вывод В результате проведенного расчета можно сделать вывод, что максимальные температуры масла – 97,30 С и обмоток – 156,30 С не превышают допустимых для аварийных перегрузок – 115 и 1600 С, а
Занятие 5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИЗНОСА ИЗОЛЯЦИИ Методические указания Относительный износ изоляции в соответствии с [2] определяется по формуле: . Переходя от “е” к “2”, получаем более простое выражение , (1) так называемое, «шестиградусное правило»: при базовой температуре 980 С износ изоляции равен 1, а при изменении температуры на 60 С износ меняется в 2 раза. 1) Средний износ изоляции за сутки определяется как сумма , (2) где (3) 2) В соответствии с ГОСТ, участки с интенсивным изменением температур делим на следующие интервалы: - первые 2 участка по 0,3τ (т.е по 1 часу); - 3й и 4й участки – не более τ (2-3 часа). Продолжительность последующих участков не регламентируется. В качестве температуры на участке берут средние величины в рассматриваемом интервале.
Пример Используя данные предыдущего примера, выделим три участка : (18-20) часов; (20-8) часов и (8-18) часов. 1) Участок (18-20) часов делим на 2 интервала по часу: ч. Участок (20-8) часов делим на 5 интервалов: ч; ч; ч; ч. Участок (8-18) часов берем как один интервал: ч. 2) Определяя в каждом интервале среднюю температуру получаем: 2) Определяем средний износ, как сумму износов по интервалам: о.е. Таким образом при максимальном износе 256 ч. за час среднесуточный износ равен 12,487 суткам, а за 5 суток аварийного режима износ вырастет до 62,5 суток т.е. изоляция трансформатора за 5 суток проживет 2 месяца.
Контрольные вопросы 1. Какие продолжительные режимы работы трансформаторов принимают в качестве расчетных? 2. Как определить токи расчетных режимов для двухтрансформаторных ПС? 3. Как определить необходимую мощность трансформаторов для двухтрансформаторных ПС? 4. Как выбирают сечение питающих ЛЭП? 5. Чем отличаются аварийные и систематические перегрузки трансформаторов? 6. Какие методы проверки нагрузочной способности трансформаторов существуют? 7. В чем суть упрощенного способа проверки нагрузочной способности трансформаторов? 8. Каковы предельные значения параметров для систематических и аварийных перегрузок трансформаторов ? 9. Какова методика точного определения допустимых перегрузок трансформаторов? 10. Как определяют износ изоляции? 11. Что такое «шестиградусное» правило определения износа изоляции? 12. Как определить суточный износ изоляции?
Тема 3 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ Литература [Д.2, р.3], [Д.3, гл.2], [М1]
Общие положения Окончательный выбор трансформаторов подстанции следует обосновать проведением технико-экономического сравнения намеченного варианта с двумя трансформаторами, имеющих мощность, минимально необходимую по условию обеспечения потребителей в аварийном режиме, с другим вариантом, имеющим, по мнению автора проекта, какие-либо преимущества (например, установка двух трансформаторов большей мощности, при которых возможно уменьшение нагрузочных потерь в трансформаторах и лучшее обеспечение потребителей в аварийном режиме; или установка трех трансформаторов меньшей суммарной мощности за счёт их полной загрузки. Экономически целесообразный вариант определяется как вариант с меньшими приведенными затратами. На базе «Общих методических положений определения экономической эффективности капитальных вложений в энергетику» (ГКД 340.000.002-97), утвержденные Минэнерго Украины приказом № 1 от 20.01.97, разработана Методика определения экономической эффективности капитальных вложений в энергосистемы и электрические сети. Принципы, положенные в основу Методики, соответствуют методам, которые приняты в мировой практике, то есть, она может применяться для проверки эффективности привлечения иностранных инвестиций. Первоначальный капитал, который вкладывается в строительство объектов энергетики должен обеспечивать: -полное перманентное обновление основных фондов за счет амортизационных отчислений на реновацию, благодаря чему объект может функционировать бесконечно длительно; - покрытие всех затрат на эксплуатацию, выплата налогов, погашение кредитов, выплату дивидендов; - получение чистой прибыли, которая позволит провести реинвестиции без привлечения внешних источников для финансирования новых объектов. В общем виде экономическая эффективность это положительное значение эффекта: Э = Р- З > 0, (3.1) где Э-экономический эффект (прибыль); Р-результаты (прибыль); З- ежегодные или единовременные расходы. Интегральные показатели учитывают суммарные дисконтированные доходы и потери в течение всего расчетного периода, элементарные - за отдельные годы (без дисконтирования). К интегральным показателям относятся: - интегральная дисконтированная чистая выгода - Net present value (NPV); - внутренняя норма рентабельности - Integral rate of return (IRR); - срок возврата капитала - Payback period (PP); -рентабельность по прибыли - Results costs ratio (RCR). При сравнении вариантов в задачах, которые не требуют определения общей эффективности и в которых прибыли идентичны во всех вариантах, сравнительная эффективность может оцениваться путем затратной части интегрального эффекта (суммарных дисконтированных затрат) . Критерием сравнительной эффективности есть условие: К таким задачам относятся случаи, когда финансирование строительства объектов электрических сетей, предназначенных для электроснабжения промышленных, транспортных предприятий и т.д., предусматривается в составе проектов этих потребителей, а также некоторые оптимизационные расчеты, например, выбор оптимальной структуры энергоисточников энергосистемы, обоснование новых видов оборудования и конструкций и т.д. В общем случае суммарные затраты определяются по формуле: , (3.2) где - суммарные годовые затраты в году t; - расходы на эксплуатацию электрической сети (годовые затраты на обслуживание и ремонт) - определяется по данным [М.1], где приведены укрупненные показатели в зависимости от стоимости основных фондов; -стоимость потерь электроэнергии в сети в году t - определяется умножением потерь электроэнергии на соответствующий тариф; - оплата процентов за кредит в году t; - капитальные вложения в году t; - ликвидная (остаточная) стоимость. Для статичних задач: (3.2)
При возникновении в году остаточной или ликвидационной стоимости, ее следует вычесть из затрат соответствующего года, то есть учесть как прибыль. Ликвидная стоимость возникает, если в течение расчетного периода (20) лет осуществляется демонтаж или замена основных фондов, срок амортизации которых не истек.
(3.4) где - начальная стоимость демонтированного оборудования, тис гр.; - норма отчислений на амортизацию, % [М.1]; - продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа (или до конца расчетного периода); - норма дисконта. Занятие 6 Определение экономически эффективного варианта Методические указания Как было отмечено выше, сравниваются 2 варианта: трансформатор, имеющий мощность, минимально необходимую по условию обеспечения потребителей в поставарийному режиме, и трансформатор более мощный. Исходные данные для расчета сводятся в таблицы 3.1 и 3.2. Конкретные данные по нагрузке приводятся в индивидуальном задании на курсовой проект и в табл. Б.1 - Б.2 (Дод. Б). Паспортные данные трансформаторов берутся из справочной литературы [1] или из таблиц Б.3 - Б.4 (Дод. Б), где, также, приведена их расчетная стоимость. Стоимость потерь холостого хода трансформаторов с учетом дифференциации тарифа в течение суток будет ниже на 20-25% .
Таблица 3.1 - Дифференциация тарифа по зонам суток
Стоимость нагрузочных потерь для предприятий, работающих в 3 смены (Tmax ) также будет снижена, а для предприятий, которые работают днем в две смены (Tmax ) стоимость потерь возрастет на 25-30%. Если через некоторое время после введения в эксплуатацию, нагрузки трансформаторов возрастет и они не смогут обеспечивать потребителей электроэнергией в послеаварийном режиме работы, их следует заменить на более мощные: (3.5)
Для этого следует подсчитать их ликвидную стоимость и ликвидную стоимость более мощных экземпляров в то же время и добавить разницу этих ценностей к потерям первого варианта. Потери холостого хода определяются по формуле: (3.6)
Потери нагрузки - по выражению : (3.7) где ТВ – время включения и - время максимальных потерь приведены в таб. Б.1; Коэффициент нагрузки трансформаторов:
В динамических расчетах: (3.8) где - ежегодный рост нагрузки в о.е. Данные расчетов сводятся в таб. Б.3 По результатам расчетов определяется разница в приведенных затратах вариантов (3.9)
и срок окупаемости:
(3.10)
де С 1,С2 – стоимость потерь электроенергии Исходные данные для технико - экономических расчетов Таблица 3.1 - Исходные данные для расчета экономически - эффективного варианта
Таблица 3.2 - Паспортные данные трансформаторов
Тема 4
РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ Литература [3, гл. 3, 5, гл. 10] Общие положения Электрические аппараты и другие элементы электрических сетей испытывают предельные динамические и термические нагрузки при возникновении коротких замыканий и, поэтому, для проверки их стойкости производится расчет токов КЗ. Расчет предпочтительно вести в относительных единицах упрощенным способом, принимая напряжение на каждой ступени равным среднему (6,3; 10,5; 37; 115; 230 и тд.) и представляя энергосистему в виде эквивалентного источника с неизменной ЭДС ( ) и током КЗ ( ) в точке присоединения ПС. В качестве базисной удобно принять номинальную мощность трансформатора -- Базисный ток на каждой ступени Сопротивления элементов расчетной схемы замещения в относительных единицах: энергосистема – питающая ЛЕП – 2х-обмоточный тр-р – (если ), тр-р с расщепленными обмотками НН –
При расчете токов КЗ определяют периодическую и апериодическую составляющие тока: , . Занятие 7
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА КЗ Методические указания
1) В соответствии с принципиальной схемой ПС составляем расчетную схему замещения, заменяя элементы электрической цепи их индуктивными сопротивлениями (R=0) для упрощенного расчета периодической составляющей тока КЗ, или активными (X=0) для расчета постоянной времени затухания апериодической составляющей.
Для 2х-трансформаторной ПС с двумя независимыми блоками Л-Т схема замещения состоит из последовательно соединенных сопротивлений. 2) Задамся характерными точками КЗ: К1 – на стороне ВН трансформатора; К2 – на шинах НН; К2 ΄ –на отходящей линии ОЛ. 3) Определим эквивалентные сопротивления для выбранных точек КЗ:
4) Определим величины токов КЗ от энергосистемы: . 5) Для точки КЗ К2¢ определяем ток подпитки от обобщенной нагрузки ( ; ). Полагаем, что точку К2¢ подпитывает вся нагрузка секции кроме линии, на которой имеет место КЗ, тогда где . Пример 2х-трансформаторная ПС 110/10, мВА ; питающая ЛЭП выполнена проводом АС-70, Ом/км, Ом/км , длина км; кА ; трансформатор ТДН – 16000/110, кВт, . |
Последнее изменение этой страницы: 2019-04-19; Просмотров: 245; Нарушение авторского права страницы