Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ктп

При решении вопроса о типе и конструктивном исполнении расположения цеховой подстанции необходимо принимать во внимание следующие положения:

а) следует стремиться к выполнению внутренних цеховых подстанций и желательно встроенных в цех, ибо при этом уменьшаются затраты на строительные работы и архитектурное выполнение здания получается наиболее удачным, при невозможности обеспечить применение встроенной подстанции, желательно как следующий вариант рассматривать пристроенные (около стен цеха) трансформаторные подстанции;

б) стоящие отдельно подстанции следует применять только в тех случаях, когда:

– от данной подстанции питается несколько цехов и ни один из них не может служить местом целесообразного размещения в нем этой подстанции;

– размещение подстанции внутри или около цеха недопустимо по соображениям пожаро- и взрывобезопасности;

– размещение подстанции внутри или около цеха нецелесообразно или недопустимо из-за воздействия на ее оборудование химических веществ.

При проектировании рекомендуется применять комплектные трансформаторные подстанции (КТП), изготовляемые на заводах, транспортируемые в собранном виде до места установки со всем оборудованием.

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций важен для построения рациональной схемы электроснабжения предприятия. При этом основными показателями являются: капиталовложения; эксплуатационные расходы; расход цветных металлов и надежность питания.

Выбор числа трансформаторов ТП производится по расчетной нагрузке с учетом категории потребителей электроэнергии по надежности электроснабжения. При наличии потребителей I и II категории на ТП устанавливается два силовых трансформатора, что необходимо для резервирования питания.

Мощность трансформатора выбирается так, чтобы он мог обеспечить работу в аварийном режиме с допустимой длительной перегрузкой на сорок процентов в течение не более пяти суток, каждые сутки по шесть часов, исходя из нормальной загрузки на семьдесят процентов. Выбор мощности трансформаторов ТП производится путем технико-экономического сравнения двух вариантов.

Расчетная мощность трансформаторов ТП S_т.р, кВА, определяется с учетом допустимой перегрузки

S_т.р= , (5.1)

S_т.р =

где k_п- коэффициент перегрузки трансформатора в аварийном режиме,
k_п = 1,4.

По справочнику принимается два варианта мощности трансформаторов с ближайшим значением номинальной мощности S_т.н. Технические данные трансформаторов записываются в таблицу 2.

Таблица 5.1- Технические данные силового трансформатора ТП

Вариант	Тип	Sт.н, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Рх.х, кВт	Рк.з, кВт	Iх.х, %	Uк.з, %	Цена К0, тенге
	ТМ			0,4		7,3	1,5	5,5
	ТМ			0,4	1,3	5,4		5,5

Выбранные трансформаторы проверяются по загрузке в нормальном режиме К_з.н

k_з.н = (5.2)

k_з.н1 =

k_з.н2 =

Производится проверка трансформаторов по перегрузочной способности при аварийном отключении одного из них k_з.а

k_з.а = £k_п (5.3)

k_з.а1 = £k_п

k_з.а2 = £k_п

Если условие (5.3) не выполняется, то проверяется коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме при отключении потребителей III категории по надежности электроснабжения.

Определяются капитальные затраты К, тенге

К = n× К₀, (5.4)

К₁ = 2× 420960=806400,

К₂ = 2× 338960=648960,

где n – количество трансформаторов, шт.

Определяется стоимость годовых потерь электроэнергии С_п, тенге

С_п = С_о ×n× (ΔР_хх+ К_э× ×S_н)× Т + С_о×n× К_з.н²× (_ΔР_кз + К_э× ×S_н)×t,(5.5)

С_п = 14,4×2× (2+ 0,1×1,5×630)×3411 + 14,4×2×0,65²× (7,3+ 0,1×5,5×·630)××3411=807563,

С_п = 14,4×2× (2+ 0,1×3× 400)× 3411 + 14,4 × 2 × 0,41²× (5,4+ 0,1 ×5,5×·400)××3411=417147,

где С_о – стоимость 1 кВт×ч электроэнергии, тенге;

К_э – экономический эквивалент реактивной мощности, который задается энергосистемой в соответствии с местоположением подстанции,
К_э = 0,02-0,12 кВт/квар;

Т – время подключения трансформатора к сети, Т = 8720-8760 ч;

t- время потерь, которое определяется с учетом времени использования максимальной нагрузки Т_макс

, (5.6)

=3411

где Т_макс – время использования максимально нагрузки принимается произвольно от 3000 до 5500 ч.

Определяются отчисления на амортизацию, обслуживание и ремонт трансформаторов С_а, тенге

С_а = ×К, (5.7)

С_а1 = × 806400=58867,

С_а2 = × 648960=47374,

где Н_а – норма амортизации, Н_а = 7,3%.

Определяются общие годовые эксплуатационные расходы С_г, тенге

С_г = С_п + С_а (5.8)

С_г =807563+58867=866430,

С_г =417147+47374=464521.

Проводится технико-экономическое сравнение двух вариантов:

а) если К₁< К₂ и С_г1< С_г2, то принимается вариант I;

б) если К₁> К₂ и С_г1> С_г2, то принимается вариант II;

в) если К₁< К₂ и С_г1> С_г2 или К₁> К₂ и С_г1< С_г2, то определяется срок окупаемости трансформатора Т_ок.

Срок окупаемости трансформатора Т_ок, лет, определяется по формуле

(5.9)

=

При сроке окупаемости Т_ок меньшем 7 лет принимается вариант с большими капитальными затратами ТМ 630.

Для цеховой трансформаторной подстанций используем 2КТПМ 630-6/04 внутренней установки мощностью 2х630 кВА. Комплектные трансформаторные подстанции этой группы состоят из шкафов ввода на напряжение 6/10 кВ и распределительного устройства напряжением до 630 В. В них применяются трансформаторы специального исполнения с боковыми выводами.

Применяемая КТП не имеет сборных шин первичного напряжения. КТП комплектуют из следующих основных элементов):

— шкаф ВН; трансформатор; распределительное устройства низкого напряжения

— шкаф НН с вводным автоматическим выключателем, низковольтные шкафы отходящих линий и шкаф секционного низкого напряжения, обычно осуществляющий АВР.

Шкаф ВН представляет собой блок высоковольтного ввода ВВ— с присоединением кабеля через разъединитель и предохранитель. Подключение через разъединитель с плавкими предохранителями — наиболее дешевый вариант защиты трансформатора. Эту схему применяют в следующих случаях: ток нагрузки трансформатора отключается аппаратами НН, разъединитель ВН способен отключить ток холостого хода трансформатора; номенклатура плавких предохранителей позволяет выбрать подходящие по номинальному току трансформатора предохранители с требуемой отключающей способностью токов короткого замыкания; включение и отключение трансформатора производится относительно редко (например, не более нескольких раз в месяц); не требуется дистанционное управление или телеуправление подстанцией, у трансформатора нет защит, требующих в цепи ВН выключателя.

Наиболее загруженным является кузнечно-сварочное отделение. Место установки 2КТПМ 630-10/04 определяем между кузнечно-сварочным отделением и инструментальным отделением в закрытом изолированном помещении.