Меры безопасности при обслуживании оборудования КТП

 

Далее по [2 стр. 175], [1 стр. 508] принимаем ближайшее большее номинальное значение выбранного типа трансформаторов Sнт и выписываем все его паспортные данные в таблицу 3.

 

Таблица 3 – Паспортные данные трансформатора

 

Мощность холостого хода, ∆Рхх, кВт	Мощность короткого замыкания ∆Ркз, кВт	Напряжение короткого замыкания Uкз, %	Ток короткого замыкания Iкз, %	Цена, руб.
1,00	3,80	5,50	3,50	539260

 

Проверяем выбранный трансформатор по коэффициенту загрузки в нормальном режиме. Оптимальный коэффициент загрузки в нормальном режиме соответствует коэффициенту загрузки, К з. = 0,6–0,8.

Проверяем выбранные трансформаторы по коэффициенту загрузки в аварийном режиме.

 

 

    (12)

 

 

где Sсм – полная мощность за максимально загруженную смену, кВА.;

Sнт – номинальная мощность трансформатора, кВА;

nт – количество трансформаторов.

С таким коэффициентом загрузки силовой трансформатор может работать в течении пяти суток по шесть часов в сутки.

Если К з.ав ≥1,4, то нагрузку нужно уменьшить, отключив электроприемник третьей категории на сутки, или произвести веерное отключение электроприемников второй категории.

 

 

Потери реактивной мощности при холостом ходе трансформатора ∆Q xx, кВАр определяют по формуле

 

       (13)

 

где Sнт – номинальная мощность трансформатора, кВА;

Iхх – ток холостого хода, А.

 

 

Потери реактивной мощности при коротком замыкании трансформаторов ∆Qкз, кВАр определяют по формуле

 

     (14)

 

где Sнт – номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uкз – напряжение при коротком замыкании.

 

 

 

Потери активной мощности при коротком замыкании трансформаторов ∆Р’xx, кВт определяют по формуле

 

ΔР'хх. = ΔРхх.+Кэп.×ΔQхх ,    (15)

 

ΔР'хх. = 1+0,05×8,75=0,4

 

где Кэп – коэффициент эквивалентных потерь,;

Кэп= 0,03-0,08 для U< 1 кВ;

∆Рхх – мощность холоcтого хода [2, с. 13], кВт;

∆Qхх – из формулы 19.

Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании трансформатора, ∆Р'кз, кВт определяют по формуле

 

ΔР'кз. = ΔРкз.+Ккп.×ΔQкз ,     (16)

 

где ΔРкз. – активная мощность при коротком замыкании, кВт;

Ккп. – коэффициент эквивалентных потерь;

Qкз – потери реактивной мощности, кВАр.

 

ΔР'кз. = 3,80.+0,05×13,75=4,5.

 

Полные приведенные потери активной мощности в трансформаторе ∆Р'кз. кВт, определяют по формуле

 

ΔР'т. = ﴾ΔР'хх.+К2з.×ΔР'кз﴿×nт,     (17)

 

где ΔР'хх. – приведенные потери активной мощности, кВт.;

Кз. – коэффициент загрузки;

Р'кз – приведенная активная мощность, кВт.

 

ΔР'т. = ﴾0,4+0,62×4,5﴿×2 = 4.

 

Полные затраты на эксплуатацию и приобретение трансформаторов З, руб. определяют по формуле

 

З=И+рн×К, руб.,       (18)

 

где рн=0,15 – нормативный коэффициент эффективности внедрения новой техники;

И – издержки, руб.;

К – капитальные затраты, руб.

 

 

З=156169,6+0,15×1078520=317947,6 руб.

 

Капитальные затраты на приобретение трансформаторов К, руб. определяют по формуле

 

К=nт×Ц, руб.,       (19)

 

где nт – количество трансформаторов, шт.;

Ц – цена, руб.

 

К=2×539260=1078520 руб.,

 

Издержки на амортизацию Иа руб.определяют по формуле

 

Иа= Na×К/100, руб.      (20)

 

где Nа – норма амортизации, % [1 стр. 82]

К – капитальные затраты, руб.

 

Иа=8×1078520/100=86281,6 руб.

 

Издержки на потерянную энергию в самом трансформаторе Ип.э.э. руб.определяют по формуле

 

Ип.ээ.= ΔР'т.× Тг×Со ,      (21)

 

где ΔР'т – потерянная энергия в самом трансформаторе, кВт.;

Тг – число часов работы трансформатора за год, час;

Со – стоимость 1кВт ч электроэнергии, руб.

 

Ип.ээ.= 4.×4368×4=6988 руб.

 

2.4 Выбор типа комплектной трансформаторной подстанции

 

Технические данные к комплектной трансформаторной подстанции 250

приведены в таблице 4

 

Таблица 4 – Данные комплектной трансформаторной подстанции

 

Показатель	КТП-250
Номинальная мощность	250КВА
Тип силового трансформатора	ТМ-250/6(10)
Тип коммутационного аппарата на стороне 6(10)	РВ-10/400 ПК-6/10

 

   Продолжение таблицы 4

 

Тип коммутационного аппарата на стороне 0,4кВ на вводе с секционированием	БПВ-6 с ПН-2
На линиях	БПВ (1и2)
Количество отходящих линий	7-9

 

 

2.5 Расчет центра электрических нагрузок и выбор схемы электроснабжения

 

Примеры расчета выбора количества и месторасположения подстанции.

Центр электрических нагрузок (ЦЭН) – это место, где устанавливается трансформаторная подстанция.

Центр электрических нагрузок определяют на основании плана расположения электроприемников в соответствии с масштабом и перечнем стационарно установленного оборудования с номинальными мощностями.

На плане проводятся оси координат, после чего для каждого электроприемника определяют координаты, x0,м. и y0,м., по формулам

 

    (22)

 

где Рi-активная мощность одного электроприемника, кВт

хi-координаты электроприемника по оси х, см

    (23)

 

 

Данные по расчету центра электрических нагрузок приведены в таблице 5

 

Таблица 5 – Данные по расчету центра электрических нагрузок

 

Номер позиции	Х	У	P,кВт
28	1,2	1,1	24
25	1,2	3,8	60
1	0,8	7,5	15
29	2,8	1,2	50

 

26	2,8	3,6	24
14	2,8	5,6	12,2
3	2,8	7,5	12,2
2	2,8	9,1	12,2
30	4,4	1,2	50
27	4,4	3,6	24
15	5,2	5,3	3
9	5,1	7,2	15
4	5,4	8,5	3,5
31	5,5	3,6	25
39	8	0,5	3,5
32	8	2,5	3,5
20	7,5	4,4	13
16	7,6	5,4	3
10	7,2	7,2	15
5	7,2	8,5	3,5
40	10,4	0,5	3,5
33	10	2,5	3,5
21	9	4,3	3,8
17	9,9	5,4	3
11	9,2	7,2	15
6	9,2	8,5	3,5
22	10,5	4,3	3,8
41	12,6	0,5	3,5
34	12	2,5	3,5
23	12	4,3	9,5
18	12,2	5,4	2,5
12	11,1	7,2	15
7	11,2	8,5	3,5
13	13,2	7,1	15
8	13,4	8,5	3,5
35	13,8	2,5	3,5
24	13,6	4,3	9,5
19	13,8	5,4	2,5
42	15	1,2	25
36	17,8	3	5
38	18,4	2,8	5
37	19,1	3,1	5

   Продолжение таблицы 5

 

По результатам расчета центр электрических нагрузок находится в точке с координатами X=6,09 ;Y=3,9.

В центре электрических нагрузок установка трансформатора не возможна, переносим точку по координатам Y=19 ; Х=4,5 (в трансформаторную).

 

2.6 Расчет и выбор сечения  токоведущих частей

 

Проводники электрических сетей от проходящего по ним тока согласно закону Джоуля – Ленца нагреваются. Количество выделенной тепловой энергии пропорциональна квадрату тока, сопротивлению и времени протекания тока.

 

Ток расчетный определяют по формуле

 

 ,     (24)

 

где P – мощность электрооборудования, Вт;

U – фазное напряжение, В.

 

Ток расчетный максимальный определяют по формуле

 

Iр.max. = Iр.×1,25      (25)

 

где Ip – ток расчетный.

 

Ток длительно–допустимый (ПУЭ) определяют по формуле

 

Iд.доп ≥ Iр.max.,      (26)

 

где Iр.max. – ток расчетный максимальный

 

Потери напряжения определяют по формуле

 

    (27)

 

 

где P – мощность электрооборудования, кВт;

l – длина кабеля, м;

U – фазное напряжение, В;

S – сечение жилы кабеля (ПУЭ), мм;

Y – удельная проводимость = 34

 

Потери напряжения в % определяют по формуле

 

     (28)

 

где – потери напряжения, В;

U– фазное напряжение, В.

 

Расчеты приведены в таблице 6.

 

Таблица 6 – Расчет токоведущих частей

 

 

Порядковый номер	Ток расчетный, Ip , А.	Ток расчетный максимальный, Ip.max, А.	Сечение жилы кабеля, S , мм.	Ток длительно-допусмый, Iд.доп, А.	cosφ	Длина, L, мм.	Потери напряжения, ∆U, %	Потери напряжения, ∆U', В.	марка
ШМА1	632	790	60*6	870	0,9	17	0,91	0,24	РНГ
31	72	90	35	90	1	10	0,35	0,09	РНГ
32	7	8.75	2.5	19	0,5	6	0,84	0,22	РНГ
33	7	8.75	2.5	19	0,5	6	0,84	0,22	РНГ
34	7	8.75	2.5	19	0,5	6	0,84	0,22	РНГ
35	7	8.75	2.5	19	0,5	5	0,70	0,18	РНГ
39	7	8.75	2.5	19	0,5	2	0,28	0,07	РНГ
40	7	8.75	2.5	19	0,5	2	0,28	0,07	РНГ
41	7	8.75	2.5	19	0,5	2	0,28	0,07	РНГ
42	72	90	35	90	1	3	0,11	0,03	РНГ
РП-3	439	548.75	210	630	0,9	20			РНГ
14	35	43.75	16	60	0,7	12	0,66	0,17	РНГ
15	13	16.25	2,5	21	0,8	3	0,39	0,18	РНГ
25	91	113.75	70	140	0,8	4	0,21	0,06	РНГ
26	36	45	16	60	0,8	8	0,75	0,20	РНГ
27	36	45	16	60	0,8	12	1,12	0,29	РНГ
28	76	95	50	110	0,9	2	0,11	0,03	РНГ
29	76	95	50	110	0,9	8	0,45	0,12	РНГ
30	76	95	50	110	0,9	9	0,50	0,13	РНГ
ШМА2	392	490	40*5	540	0,9	34	1,34	0,35	РНГ
1	72	90	35	90	1	4	0,14	0,04	РНГ
2	35	43.75	16	60	0,7	2	0,11	0,03	РНГ
3	35	43.75	16	60	0,7	5	0,27	0,07	РНГ
4	7	8.75	2,5	19	0,5	2	0,28	0,07	РНГ
5	7	8.75	2,5	19	0,5	2	0,28	0,07	РНГ
6	7	8.75	2,5	19	0,5	2	0,28	0,07	РНГ
7	7	8.75	2,5	19	0,5	2	0,28	0,07	РНГ
8	7	8.75	2,5	19	0,5	2	0,28	0,07	РНГ
9	43	53.75	16	60	0,9	5	0,26	0,07	РНГ

   Продолжение таблицы 6

 

 

10	43	53.75	16	60	0,9	5	0,26	0,07	РНГ
11	43	53.75	16	60	0,9	5	0,26	0,07	РНГ
12	43	53.75	16	60	0,9	5	0,26	0,07	РНГ
13	43	53.75	16	60	0,9	5	0,26	0,07	РНГ
РП-1	25.5	31.8	6	32	1	5	0,63	0,017	РНГ
36	8.5	10.6	2,5	19	0,6	2	0,33	0,09	РНГ
37	8.5	10.6	2,5	19	0,6	2	0,33	0,09	РНГ
38	8.5	10.6	2,5	19	0,6	2	0,33	0,09	РНГ
РП-2	162	199.35	120	200	1	6	0,13	0,03	РНГ
16	13	16.25	2,5	21	0,8	3	0,39	0,18	РНГ
17	13	16.25	2,5	21	0,8	2	0,44	0,20	РНГ
18	11	13.75	2,5	21	0,7	2	0,25	0,11	РНГ
19	11	13.75	2,5	21	0,7	2	0,25	0,11	РНГ
20	37	46.25	16	60	0,8	18	0,92	0,24	РНГ
21	10.5	12.8	2,5	19	0,7	2	0,22	0,06	РНГ
22	10.5	12.8	2,5	19	0,7	2	0,22	0,06	РНГ
23	27	33.75	10	42	0,8	2	0,12	0,03	РНГ
24	27	33.75	10	42	0,8	2	0,12	0,03	РНГ