Файл: Шаповалов, Б. Т. Электрооборудование насосных станций учебное пособие.pdf

мо установить шины высшего напряжения (рис. 17). В этом случае трансформаторы, в зависимости от их мощности, присоединяют к шинам с помощью разъединителей, выключателей нагрузки или масляных выключателей.

Как указывалось, подстанции насосных станций обычно тупи­ ковые. Однако при работе нескольких, близко расположенных на­ сосных станций (например, каскадом), их подстанции могут ока­ заться проходными, и питание их будет осуществляться по маги­ стральной схеме (рис. 18). По этой схеме линия 35 или 110 кВ через понизительный трансформатор питает шины низшего напря­ жения подстанции № 1 , а от них получают питание не только потребители насосной станции № 1, но с помощью линий 6 —10 кВ и сборные шины подстанций остальных станций каскада. При близком расположении нескольких насосных станций для повыше­ ния надежности их электроснабжения можно использовать пере­ движной резерв — подстанцию, смонтированную на железнодорож­ ной платформе (при наличии подъездного железнодорожного пути) или, при относительно небольшой мощности станций, — смонтиро-_ ванную на автомобильном прицепе большой грузоподъемности.

48

Рис. 18. Схема электроснабжения нескольких близко расположенных насосных станций от одной трасформаторной подстанции.

1 — 3 — насосные станции

§ 10. ПИТАНИЕ СОБСТВЕННЫХ НУЖД НАСОСНОЙ СТАНЦИИ

Из схемы, приведенной на рис. 15, видно, что питание собствен­ ных нужд насосной станции, получающей энергию при напряжении, равном номинальному напряжению двигателей главных насосов, производится через трансформатор собственных нужд, подключен­ ный к сборным шинам станции. Это решение для данного случая является типичным. При наличии же трансформаторной подстан­ ции возможны варианты. В качестве одного из них рассмотрим под­ ключение понизительного трансформатора к сборным шинам низ­ шего напряжения (рис. 19, а). При таком решении первичные затраты (стоимость трансформатора, коммутационной и защитной аппаратуры, стоимость монтажа) получаются наименьшими.

Второй вариант питания трансформатора собственных нужд по­ казан на рис. 19, б. Здесь трансформатор подключен путем отпайки от питающей линии. Первичные затраты при этом выше, чем в первом „случае, однако меньше эксплуатационные расходы. Кроме того, при первом варианте в эксплуатации возникают значительные неудобства: главный трансформатор даже при полном отключении основных насосов станции должен быть все время включен, что при­ водит к постоянно существующим потерям холостого хода и, так как полностью отключить напряжение в распределительном уст­ ройстве нельзя, то ремонты и осмотры значительно затруднены.

49

В соответствии с основными методическими положениями по технико-экономическим расчетам в энергетике для сравнительной

•оценки вариантов следует пользоваться методом срока окупаемо­ сти, под которым понимается промежуток времени, на протяжении которого суммарные затраты по обоим вариантам уравниваются.

Рис. 19.*Схема питания собственных нужд насосной станции с помощью трансформатора собственных нужд С. Н.:

а — подключенного к шинам низшего напряжения понизительной подстанции, б — под­ ключенного отпайкой от линии, питающей трансформаторную подстанцию

Если обозначить срок окупаемости в годах через Т0, капиталь­

быть определен как

К г - Ki

°Hi — Иг '

Полученные расчетные значения срока окупаемости (Т0) долж­

50

Технико-экономическими расчетами установлено, что при мощ­ ности основного трансформатора 3200 кВА перерасход по первич­ ным (капитальным) затратам во втором варианте окупается примерно за 3,5 года. При увеличении мощности основного транс­ форматора срок окупаемости сокращается, а при уменьшении мощ­ ности— увеличивается. Например, при мощностях 1000—1600 кВА срок окупаемости возрастает до 10 лет. Трансформаторы, рассчи­ танные на первичное напряжение 35 кВ, выпускают мощностью 100 кВА и более.

Если на расстоянии 2—3 км от насосной станции проходят ли­ нии, питающие посторонних потребителей при напряжении 6 — 10 кВ, то питание трансформатора собственных нужд возможно по третьему варианту, который является оптимальным. В этом случае (рис. 2 0 ) трансформатор собственных нужд может получать пи­

тание либо со сборных шин низшего напряжения подстанции (при работе двигателей основных насосов), либо путем присоединения (перемычкой) к близкопроходящим линиям посторонних потреби­ телей (при полном отключении двигателей основных насосов, при проведении ремонтов и осмотров в основном распределительном устройстве).

51

§ 11. МЕСЯЧНЫЕ ГРАФИКИ НАГРУЗКИ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ ПРИ НАСОСНЫХ СТАНЦИЯХ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННОГО НАЗНАЧЕНИЯ, ЧИСЛО И МОЩНОСТЬ ГЛАВНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Для выбора числа и мощности главных трансформаторов пони­ зительной подстанции необходимо иметь график ее нагрузки по ме­ сяцам. В определенный момент времени мощность, потребляемая из сети при напряжении двигателей главных насосов, может быть определена по формуле

■cos фг — коэффициент мощности двигателя.

Если насосные агрегаты станции аналогичны и работают с оди­

И/ cos ср,

тде п — число одновременно работающих с равной нагрузкой оди­ наковых агрегатов.

Заметим, что график нагрузки подстанции повторяет график работы насосов (график водоподачи), но в измененном масштабе.

График нагрузки насосной станции зависит от числа агрегатов, их мощности, графика полива. На рис. 21 приведены в качестве примеров годовые графики нагрузки (по месяцам) для двух раз­ личных насосных станций. Обычно насосная станция работает 150—200 дней, но могут быть случаи и непрерывной работы в тече­ ние всего года.

В зависимости от числа и загрузки работающих насосов меняет­ ся и мощность, потребляемая станцией. Эти колебания мощности по месяцам могут быть в пределах 1 :3— 1 :4 (мощность в течение суток рассматриваемого месяца считается неизменной). Месячная мощность обычно имеет максимум летом (июль — август) и мини­ мум весной и осенью (апрель — июнь и сентябрь—-октябрь). Чис­ ло часов Использования максималньой мощности составляет 2800—• 4200 ч/год. Коэффициент заполнения графика — отношение сред­ ней мощности за время работы станции к максимальной, принимают обычно при отсутствии форсированного режима, равным 0,6—0,7, а при его наличии 0,5—0,6.

Располагая графиком нагрузки насосной станции, можно вы­ брать необходимое число и мощность трансформаторов понизи­ тельной подстанции. При этом рассматриваются обычно два ва­

52

для обеспечения максимальной нагрузки;

6440

Рис. 21. Годовые графики нагрузки (по месяцам) двух различных на­ сосных станций:

цифрами обозначена мощность насосных станций, КВА

2 ) стоимость потерь энергии в трансформаторах вместе с амор­ тизационными отчислениями в течение года должна быть мини­ мальной;

3) должна быть обеспечена необходимая надежность питания потребителей.

Как видно из приведенных выше графиков (рис. 21), максималь­ ная нагрузка трансформаторов, питающих мелиоративные насос­ ные станции, приходится на наиболее жаркие летние месяцы. Сле­ довательно, использование перегрузочной способности трансформа­ торов исключается, и их номинальная мощность должна быть больше максимальной нагрузки, предусмотренной графиком. Учи­ тывая также, что большое число мелиоративных насосных станций устанавливают в местностях с жарким климатом, необходимо предусматривать возможность дополнительного снижения нагрузки на трансформатор во избежание преждевременного износа его изо­

53

ляции вследствие перегрева и в результате преждевременного вы­

хода его из строя.

Потери энергии в трансформаторе за год могут быть определе­

ры. Для трансформаторов, выпускаемых отечественной промыш­ ленностью, соотношение потерь ДТк.з/Д-Рх.х—З. При таком соотно­ шении максимальный к. п. д. будет при загрузке Рг= 0,6—0,7. Коэф­ фициент мощности при этой загрузке уменьшается незначительно по сравнению с его значением при полной нагрузке трансформато­ ра (Pi = l). При рг-> 0,7 потери в меди резко возрастают, что при­ водит к возрастанию общих годовых потерь. Для потребителей с присоединенной мощностью больше 100 кВт применяется двухставочный тариф. Тарифы различны для различных энергосистем и стоимости присоединенного 1 кВА и 1 кВт • ч, учтенного счетчиком, должны быть одними из исходных данных при проектировании на­ сосной станции. Зная стоимость энергии (в руб./кВт-ч), можно оп­ ределить и стоимость потерь.

Необходимая мощность подстанции может быть достигнута при различном числе трансформаторов. Однако надо иметь в виду, что при одной и той же мощности подстанции увеличение числа уста­ новленных на ней трансформаторов приводит к увеличению расхо­ да цветных металлов (в трансформаторах и в аппаратуре) и повы­ шению капитальных затрат, что же касается стоимости годовых потерь, то они могут преобладать в одноили двухтрансформатор­ ной -подстанции в зависимости от графика годовой нагрузки.

Как наиболее типичные варианты следует рассматривать одно- и двухтрансформаторные подстанции. Если один из вариантов ха­

больших капитальных затрат за счет сокращения потерь. Если этот срок составляет 8 — 1 0 лет, то предпочтение следует отдать более дорогостоящему по капитальным затратам варианту, но с меньшей стоимостью потерь.

Что же касается обеспечения бесперебойной работы насосов, то этот вопрос решается в зависимости от категории насосной стан­ ции. Так, оросительную насосную станцию в соответствии с ПУЭ следует отнести к третьей категории и, следовательно, для нее доста­ точна однотрансформаторная подстанция. Если же станция осуши­ тельного назначения и остановка ее насосов может привести к под­ топлению или затоплению мелиорируемой площади, то эту станцию

54

следует отнести ко второй или даже к первой категории, и ее под­ станция должна быть двухтрансформаторной и получать питание от двух независимых источников. Следует иметь в виду, что отнесе­ ние насосной станции к новой категории неизбежно влечет за собой значительные изменения капиталовложений, поэтому этот вопрос должен решаться после всестороннего и тщательного обсуждения.

§ 12. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ

Для уяснения методики выбора числа и мощности трансформа­ торов подстанции рассмотрим следующий пример.

Из графиков работы подстанции (см. рис. 21, а) видно, что мак­ симум нагрузки с учетом форсировки составляет 6440 кВА. Расход

маатинская система). Стоимость 1 кВт-ч энергии (b'), которая от­ пускается сельскохозяйственным потребителям и учитывается счет­ чиком, установленным со стороны высшего напряжения подстанции, в настоящее время равна = 0 , 0 1 руб.

Станция оросительная, допустимый перерыв в подаче энергии — сутки. Для бесперебойного питания, как это видно из условия при­ мера, достаточно установить один трансформатор. Для экономиче­ ской оценки сооружений рассмотрим два варианта: 1 ) применение однотрансформаторной комплектной подстанции с трансформато­ ром мощностью 10 000 кВА и 2) применение двухтрансформатор­ ной комплектной подстанции с трансформаторами по 4000 кВА. Амортизационные отчисления для электрической части примем 6,25% в год, а для строительной — 2,75% в год.

В а р и а н т пе р в ый .

Данные трансформатора мощностью 10 000 кВА (по каталогу): АДх.х=19,6 кВт, ДРк.з=65 кВт. Составляем таблицу расчетных

данных:

Потери энергии за год ДЭ= ДРх.1 -2^ + ДРк.з-2Рг2% :=49,6-233 + 4-65-31,67 = 4560 + 2060 = 6620 кВт суток = 6620-24 =459■ 103 кВт-ч.

Общий расход энергии за год (включая потери), учтенный счетчи-

55