Как рассчитать мощность трансформаторной подстанции?

Назначение, мощность и виды трансформаторной подстанции

Расчетная мощность трансформаторной подстанции – основной эксплуатационный показатель распределительного устройства, определяющий эффективность его работы.

Назначение

Прежде чем понять, что такое мощность подстанции – следует разобраться с назначением этой энергетической установки. Трансформаторная подстанция (ТП) предназначается для получения, преобразования и последующего распределения энергии по потребительским нагрузкам. Входящее в ее состав электротехническое оборудование должно:

  • гарантировать бесперебойную поставку электроэнергии рядовому потребителю;
  • обеспечивать своевременное перераспределение мощности между конечными нагрузками;
  • предусматривать возможность расширения схемы (с учетом роста числа нагрузок).

В основу функционирования ТП заложен принцип понижения поступающего по высоковольтным линиям напряжения до приемлемого для поставки потребителю уровня (380 Вольт линейное и 220 Вольт – фазное). Основной функциональный показатель электроустановок типа ТП – их мощность, достаточная для гарантированного обеспечения электроэнергией без «проседания» напряжения в сети.

Достичь этого удается правильным выбором расчетных показателей как самого станционного оборудования, так и параметров распределительных линий с подключенными к ним нагрузками.

Устройство подстанций

Основным функциональным узлом ТП является понижающий трансформатор, для нормальной работы которого в составе подстанции предусмотрено следующее оборудование:

  • приборы высоковольтной защиты (разрядники и пробойники);
  • выключатели различного типа;
  • ограничители перенапряжения;
  • трансформаторы тока и напряжения;
  • линейные шинные секции;
  • приборы для снятия показаний и учёта электроэнергии.

Помимо этого любая подстанция содержит в своем составе устройства контроля, системы энергопитания для собственных нужд и другое вспомогательное оборудование.

Виды ТП

Известно множество разновидностей распределительных трансформаторных подстанций, различающихся по мощности, месту расположения и своему устройству. Среди них можно выделить следующие основные типы:

  • ТП мощностью до 40 кВт, используемые для подачи электроэнергии на небольшие объекты.
  • Мощные распределительные комплексы, применяемые для энергоснабжения городских микрорайонов и крупных предприятий.
  • Комплектные трансформаторные подстанции или КТП, построенные по модульному (блочному) принципу.

Дополнительная информация: КТП в свою очередь подразделяются на проходные и тупиковые, входящие в систему распределительных магистралей.

По месту своего расположения все известные виды ТП делятся на закрытые и открытые станционные установки. Примером второго типа являются мачтовые или столбовые трансформаторные преобразователи.

Основы расчета электрических подстанций

Исходные условия

Перед тем как рассчитать трансформаторную подстанцию потребуется учесть следующие моменты:

  • Показатель загруженности станционного оборудования определяется мощностью всех присоединенных к ТП электрических потребителей и потерями в распределительной сети.
  • Режим потребления приемников электроэнергии никогда не бывает постоянным.
  • Величина нагрузки в таких линиях все время меняется, что вызывает изменение потребляемой от ТП мощности.

Характер изменения нагрузки должен учитываться при расчете оборудования подстанции (включая параметры токопроводящих шин, силовых трансформаторов и преобразователей). Его необходимо принимать во внимание и при расчете величины тепловых потерь, диапазона изменения сетевого напряжения, а также при выборе приборов защиты и компенсирующих устройств.

Расчёт нагрузки

Перед расчетом трансформаторных подстанций следует знать, что их мощность «Р» определяется как сумма рабочих нагрузок на вводных шинах всех подключенных потребителей.

Важно! Этот показатель должен высчитываться с учетом фактора одновременности.

Последний вводится как поправочный коэффициент для действующих сетей напряжением 380/220 Вольт и приводится в специальных таблицах (смотрите ниже).

Рассчитать мощность ТП для каждого участка линии – это значит учесть все однотипные нагрузки, подключаемые одновременно и с примерно одинаковыми значениями энергопотребления. Однако в реальной обстановке эти показатели распределяются совсем не так, что отражается в сезонных, годовых и суточных графиках.

Прекрасное подтверждение этому – величина реактивной мощности (как составляющая общего потребления), которая существенно возрастает в ночное время. Для большинства частных и государственных объектов это объясняется тем, что ночью включены газоразрядные лампы уличного освещения, а также дежурные осветители общественных зданий.

Дополнительная информация: При таком расчете также учитываются пиковые и несимметричные показатели потребления, связанные с мощными индуктивными нагрузками (электродвигателями, например).

Для энергоснабжения сельских населенных пунктов и садово-огородных товариществ, где преобладает смешанный тип нагрузки, вполне достаточно одной или двух трансформаторных подстанций ТП 10/0,4 кВ мощностью до 10 кВА. При выборе вида распределительного устройства для городских районов предпочтение отдается КТП со значением «Р» до160 кВА. Указанные рабочие показатели задаются главным образом мощностью используемых в ТП трансформаторов.

Особенности подсчета мощности трансформаторов

Типовые значения рабочих мощностей преобразовательных изделий строго стандартизированы и могут принимать только дискретные значения (от 25 до 1000 Ватт).

Для определения мощности подстанций, оснащенных типовыми трансформаторами, в первую очередь потребуется собрать данные о подключенных к ней линейных нагрузках. Прямое суммирование полученных результатов в данном случае неприемлемо, поскольку для получения корректного показателя важно распределение потребления во времени.

В многоквартирных домах оно зависит не только от времени суток, но и от сезона: зимой в квартирах включается множество электрообогревателей, летом – не меньшее количество вентиляторов и кондиционеров. Значения поправочных коэффициентов, вводимых для учета сезонности нагрузок для многоквартирных домов, берутся из специальных справочников.

Обратите внимание! Для расчета мощностей, потребляемых промышленными предприятиями, необходим учет особенностей работы технологического оборудования (в частности – знание графика его включении и выключения).

При этом принимаются в расчет режимы максимальной сетевой загрузки (при включении в них предельного числа потребителей – Sмакс). Необходимо учесть и потенциальное расширение производственных мощностей данного предприятия, а также возможность подключения дополнительных нагрузок.

Принимается во внимание и общее число размещенных на подстанции преобразователей (N), мощность каждого из которых рассчитывается по следующей формуле:

Здесь Кз – коэффициент загрузки трансформаторного изделия, определяемый как отношение максимума потребляемой мощности к номиналу того же показателя.

Точное значение искомой величины находится затем из ряда дискретных значений от 25-ти до 1000 Ватт как ближайшее к ним.

Дополнительная информация: На практике доказано, что выбирать сильно заниженный Кз невыгодно из соображений экономии.

Рекомендуемые к применению значения коэффициента загруженности для разных категорий потребителей приведены ниже.

Категория потребителейКоэффициент загрузки
I0,65-0,7
II0,7-0,8
II0,9-0,95

Данные этой таблицы действительны лишь при том условии, что выход из строя одного из станционных трансформаторов автоматически перераспределяет нагрузку на оставшиеся изделия. При этом каждый их них выбирается исходя из допустимой перегрузки (то есть с небольшим запасом по мощности).

Этот показатель ограничивается требованиями предприятия-изготовителя и определяет возможность длительных перегрузок в рабочих цепях трансформаторной подстанции.

Обратите внимание! В соответствие с требованиями ПУЭ и ПТЭЭП перегрузка трансформаторов в течение длительного времени (для синтетических и масляных диэлектриков) ограничена значением 5 процентов.

Для масляных изделий

Величина перегрузки, %30456075100
Длительность, мин12080452010

Для сухих образцов трансформаторов

Величина перегрузки, %2030405060
Длительность, мин604532185

Из приведенных выше таблиц следует вывод, что трансформаторы с сухой изоляцией критичны к режиму перегрузки больше, чем масляные.

В заключительной части обзора отметим, что расчет трансформаторной подстанции по ее основному показателю (мощности) проводится с учетом следующих исходных данных и соображений:

  • количество всех подсоединенных к его шинам нагрузок;
  • принятие во внимание постоянного изменения их эксплуатационных параметров (как активных, так и реактивных);
  • допустимость перераспределения составляющих мощностей между отдельными потребительскими линиями в соответствие с возможностями входящего в их состав трансформаторного оборудования.

После того, как все эти факторы будут полностью учтены – расчет подстанции сводится к выбору нужных коэффициентов и простому суммированию скорректированных значений.

Таблица КТП ТП трансформаторные подстанции мощности

Таблица КТП КТПН ТП комплектные трансформаторные подстанции мощности потребители собственных нужд вгт 220/3150 выбор электрической схемы. Техническое обслуживание КТП КТПН ТП комплектной трансформаторной подстанции таблица.

Читайте также:  ГОСТ соединение проводов в распределительной коробке

Рациональная схема электроснабжения зависит от технически обоснованного подбора мощности трансформатора, влияющего на эксплуатационные затраты и окупаемость, которая возможна за 6 – 10 лет.

При выборе трансформатора руководствуются следующими критериями:

  1. Категория электроснабжения – определяется количество трансформаторов. Объекты категории электроснабжения III – один трансформатор. Объекты II и I категории электроснабжения – два или в некоторых случаях три трансформатора.
  2. Перегрузочная способность – определение мощности трансформатора.
  3. Суточный график распределения нагрузок – учет нагрузок по времени и дням в неделю.
  4. Экономичный режим работы тр-ра.

Выбор числа трансформаторов

Однотрансформаторные подстанции используются в двух случаях. Во-первых, для объектов III категории электроснабжения. Во-вторых, для потребителей, имеющих возможность резервирования электроснабжения с помощью АВР (автоматического включения резерва) с другого источника питания.

При питании потребителей I и II категории в аварийном режиме на двухтрансформаторной подстанции после срабатывания АВР целый трансформатор принимает на себя нагрузку неисправного. Поэтому его перегрузочной способности должно хватить на время замены вышедшего из строя трансформатора. В нормальном режиме трансформаторы работают недогруженными, что экономически нецелесообразно. Поэтому при аварийной ситуации некоторые потребители III категории электроснабжения отключают от сети.

Перерыв питания объектов II категории ограничен временем в одни сутки. Для восстановления схемы необходим стратегический складской резерв оборудования необходимого для ликвидации аварии. При этом мощность нового трансформатора должна быть идентична заменяемому. Таким образом, сокращается количество резервного оборудования.

Как выбрать силовой трансформатор по мощности

Сбор и анализ мощностей потребителей, запитанных от одного трансформатора, не всегда оказывается достаточным.

Для производственных объектов руководствуются порядком ввода оборудования в работу. При этом учитывают, что все потребители не могут быть включены одновременно. Однако также принимают во внимание возможное увеличение производственной мощности.

Поэтому при расчете и выборе мощности силового трансформатора руководствуются графиком среднесуточной и полной активной нагрузки подстанции, а также длительностью максимальной нагрузки. Если рассчитывается трансформатор, который будет участвовать в электроснабжении объектов жилой инфраструктуры, то учитывают и время года. В зимнее время нагрузка увеличивается за счет включения электрического обогрева, летом – кондиционеров.

Таблица №1 – Выбор силового трансформатора по мощности и допустимым аварийным нагрузкам

Вид нагрузкиИнтервалы нагрузки (кВ-А) для трансформаторов мощностью (кВ-А)
254063100160250400630
Производственные потребители, хоздворы,
мастерские по обслуживанию сельскохозяйственной
техники, стройцеха, овощехранилища и
насосные станции водоснабжения, котельные
до 4243-6869-107108-169170-270271-422423-676677-1064
Комунально-бытовые потребители – общественные
и административные предприятия (школы,
клубы, столовые, бани, магазины)
в сочетании с жилыми домами
до 4445-7071-110111-176177-278279-435436-696697-1096
Сельские жилые дома, группы
сельских жилых домов (как правило, одноэтажной застройки)
до 4546-7273-113114-179180-286287-447448-716717-1127
Комунально-бытовые потребители поселков
городского типа и городов районного подчинения
до 4344-6869-108109-172173-270271-422423-676677-1064
Жилые дома, поселки городского
типа и города районного подчинения
до 4243-6869-107108-170171-273274-427428-684685-1077
Смешанная нагрузка с преобладанием (более 60%)
производственных потребителей
до 4243-6768-106107-161162-257258-402403-644645-1014
Со смешанной нагрузкой с преобладанием (более 40%)
комунально-бытовых потребителей
до 4243-6869-107108-164165-262263-410411-656657-1033

При отсутствии точных сведений активная нагрузка определяется по формуле:

Sном ≥ ∑ Pmax ≥ Pp;

Где ∑ Pmax – максимальная активная мощность;

Pp– проектная мощность подстанции.

Если график работы подстанции характеризуется кратковременным пиковым режимом мощности – 30 мин или не более 1 часа, то тр-ор будет работать в недогруженном режиме. Поэтому выгоднее подбирать трансформатор с мощностью, приближенной к продолжительной максимальной нагрузке и полностью использовать перегрузочные возможности трансформатора с учетом систематических перегрузок в нормальном режиме.

В реальных условиях значение допустимой перегрузки определяется коэффициентом начальной загрузки. На выбор величины нагрузки влияет температура окружающего воздуха, в котором находится работающий трансформатор.

Коэффициент загрузки всегда меньше единицы.

Kн = Pc/Pmax = Ic/Imax ; где Pc, Pmax и Ic, Imax – среднесуточные и максимальные мощности и тока.

Таблица №2 – Рекомендуемые коэффициенты загрузки силовых трансформаторов цеховых ТП. Коэффициент ограничивает перегрузку трансформатора оставляя по мощности некоторый запас.

Коэффициент загрузки трансформатораВид ТП и характер нагрузки
Двухтрансформаторные ТП с преобладающей нагрузкой I категории
Однотрансформаторные ТП с преобладающей нагрузкой II категории при наличии взаимного резервирования по перемычкам с другими подстанциями на вторичном напряжении
ТП с нагрузкой III категории или с преобладающей нагрузкой II категории при возможности использования складского резерва трансформаторов

Таблица №3 – длительности и величины перегрузки при аварийных режимах с принудительным охлаждением масла устанавливается по заводским параметрам. ПТЭ и ПТБ электроустановок тб. ЭП-4-1

Допустимая длительность, мин

Нагрузки в долях номинальной по току
Маслонаполненные трансформаторыСухие трансформаторы
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,75
2,00

120
90
70
45
20
10
60
45
32
18
5

Характер суточной нагрузки эквивалентен температуре окружающей среды, постоянной времени трансформатора, типу охлаждения, допускаются периодические перегрузки.

Рисунок 1 – Расчетный график нагрузки. 1 – суточный по факту; 2 – двухступенчатый эквивалентный фактическому

Согласно графику, начальный период нагрузки характеризуется работой трансформатора с номинальной нагрузкой за 20 часов и коэффициентом начальной нагрузки – 0,705.

Второй период – коэффициент перегруза kпер.= 1,27 и временем – 4 часа. Значит, перегрузки определяются графиком нагрузки преобразованном в эквивалентный график с учетом тепла. Допустимая нагрузка тр-ра зависит от номинальной нагрузки, ее длительности и максимального пика, определяется по коэффициенту превышения нагрузки:

kпер = Iэ max / Iном

коэффициент начальной нагрузки

Iэ max – эквивалентный максимум нагрузки;

Iэ.н – эквивалентная начальная нагрузка.

Перегрузки трансформаторов допустимы, но их возможности: время и величина ограничены нормативами, установленными заводом изготовителем. Правила ПТЭЭП, глава 2. 1. 20 и гл. 2. 1. 21. ограничивают перегрузку трансформатора до 5%.

Таблица №4 – Перегрузка по времени для масляных трансформаторов

Расчет электрических нагрузок трансформаторной подстанции

В технических условиях на электроснабжение все чаше можно встретить требование проверки существующей ТП на дополнительную нагрузку. Как выполнить такую проверку? Сейчас обо всем расскажу и представлю свою простую программу, которая часть работы возьмет на себя.

Методика расчета нагрузок питающей линии трансформаторной подстанции.

Городские подстанции служат для питания жилых и общественных зданий и помещений.

Самое трудное при таком расчете – сбор исходных данных.

В первую очередь в электрических сетях необходимо взять электрическую схему на ТП. К сожалению, на той схеме не указываются расчетные мощности, а лишь указаны названия (адреса), подключаемых объектов.

Если дом старый, то найти какую-нибудь документацию на этот дом не так просто.

Как вариант, можно выехать на место и посмотреть, сколько квартир в жилом доме. У нас на каждом доме висит паспорт объекта, где указана информация о количестве квартир. Следует иметь ввиду, что большие дома могут быть разделены на несколько секций и могут быть подключены от разных ТП.

После того как собрали (рассчитали) расчетные мощности каждого здания можно приступить непосредственно к расчету.

В чем заключается суть расчета?

Если у нас двухтрансформаторная подстанция, то нужно проверить аварийный режим на допустимые аварийные перегрузки трансформатора, т.е. посчитать коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме. Если трансформатор допускает перегрузки с учетом дополнительной (проектируемой) нагрузки, то трансформаторная подстанция не подлежит замене трансформаторов.

Расчетную нагрузку трансформаторной подстанции можно найти по формуле:

Рр = Рзд.макс + K1·Рзд1 + К2·Рзд2 + … + Кn·Рзд.n,

где Рзд.макс — наибольшая из электрических нагрузок зданий, питаемых линией (трансформаторной подстанцией), кВт;

Рзд1, …, Рзд.n — расчетная электрическая нагрузка каждого здания (1, …, n), кроме здания, имеющего наибольшую нагрузку Рзд.макс, питаемого линией (трансформаторной подстанцией), кВт;

К1, . Кn — коэффициенты несовпадения максимумов электрических нагрузок, учитывающие долю электрических нагрузок общественных здании (помещений) и жилых домов (квартир и силовых электроприемников) в наибольшей расчетной нагрузке Рзд.макс, принимаемые по таблице 19 (ТКП 45-4.04-149-2009) или таблице 6.13 (СП 31-110-2003).

Чтобы было более понятнее приведу самый простой пример. Пусть у нас имеется два жилых дома: жилой дом с электрическими плитами -100 кВт и жилой дом с газовыми плитами – 70 кВт.

Читайте также:  Каким прибором измеряется избыточное давление?

Рр=100+0,9*70=163 кВт, К1=0,9 – выбран по таблице.

Но, в данном расчете есть один нюанс, о котором ничего не сказано.

Например, имеется 3 дома с газовыми плитами:

1 100 квартир, Руд=1,13 кВт;

2 100 квартир, Руд=1,13 кВт;

3 200 квартир, Руд=1,03 кВт;

Упростим расчет и не будем учитывать лифты и другую мелкую нагрузку.

Рр(100)=113 кВт, Рр(200)=206 кВт.

Посчитаем нагрузку согласно нашей методике расчета:

Я считаю, что такой расчет дает завышенную расчетную мощность и при расчете однотипные дома необходимо объединять в одно здание.

400 квартир – Руд=0,95, следовательно Рр=0,95*400=380 кВт.

Несмотря на то, что мои мысли идут немного в разрез предложенной методике нормативных документов, я считаю, что так будет правильнее.

Разумеется, объединять квартиры с электрическими плитами и на газу не в коем случае нельзя.

Это называется манипуляции с расчетом Где надо завышаем мощность либо наоборот – занижаем.

Для ускорения расчета я сделал простую программу. Внешний вид представлен ниже:

Программа для расчета нагрузок ТП

Сначала выбираем из выпадающего списка мощность трансформатора, а затем заполняем таблицу.

Внизу таблицы выводится коэффициент загрузки трансформатора.

Условия получения программ смотрите на странице МОИ ПРОГРАММЫ.

Расчет электрических нагрузок, выбор числа и мощности трансформаторов цеховой трансформаторной подстанции.

На основании расчетов электрических нагрузок производится выбор основных элементов электрической сети. В частности, расчетная мощность (расчетный ток) служит основой при выборе номинальных токов защитно-коммутационных аппаратов и сечений, токопроводящих жил проводов и кабелей в распределительных и групповых сетях.

Завышение ожидаемых нагрузок приводит к удорожанию строительству перерасходу проводникового материала сетей, к неоправданному увеличению установленной мощности трансформаторов и другого электрооборудования.

Занижение – может привести к уменьшению пропускной способности электрических сетей, перегреву проводов, кабелей, трансформаторов к лишним потерям мощности.

Для распределительных сетей ресчётная мощность определяется по номинальной мощности (паспортной) присоединённых электроприёмников. При этом мощность электроприёмников, работающих в повторно кратковременном режиме приводят к длительному режиму.

1. Расчет максимально активной нагрузки по 0.4 кВ
Pmax 0.4 = Pном * Кс
где Рном – суммарная номинальная активная мощность электропримеников 0.4 кВ, кВт
Кс – коэффециент спроса для данных электроприёмников.
Pmax 0.4 = 19*0.52=9,88кВт

2. Расчет максимальной реактивной нагрузки
Qmax 0.4 =* Ртах 0.4 * tg ф
Где tg ф — коэффициент активной и реактивной мощности (таблица 1)
Qmax 0.4 = 9.88 * 0.5=5.1 кВ Ар

3. Определяем осветительную нагрузку Рmах осв
Рmах осв = Рном осв * Кс(3)
где Рном осв – номинальная нагрузка сети освещения компрессорной кВт
Кс – для осветительной нагрузки
Рmах осв =* 5,55 * 1-5,55 Кв

4. Определяем полную максимальную нагрузку 0.4 кВ – Smax 0.4
Smax 0.4 = V(Pmax 0.4 + Рmах.осв.)2 + VQmax 0.42
Smax 0.4 = V(9.8+5.55)2 + 5.12 = 16.25 кВ

5. Определяем расчетную мощность по 0.4 кВ
Spac4 = Smax 0.4 * Ку
Где Ку – это коэффециент участия данных электроприёмников в максимуме нагрузки
SpacH-16,25*0.9 = 14,6 кВт

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий является одним из важных вопросов электроснабжения и построения рациональных сетей. В нормальных условиях трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей; предприятия при их номинальной нагрузке.

Число трансформаторов на подстанции определяется требованием надёжности электроснабжения. С таким подходом наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающих бесперебойное электроснабжение потребителей цеха любых категорий. Однако, если в цехе установлены приёмники только II и III категории, то более экономичными, обычно, являются однотрансформаторные подстанции.

При проектировании внутризаводских сетей установка однотрансформаторных подстанций выполняется в том случае когда обеспечивается резервирование потребителей по сети низкого напряжения, а так же, когда возможна замена поврежденного трансформатора в течение нормируемого времени.

По расчетной мощности выбираем 2 трансформатора ТМ-400/10

Pкз =7,6кВт 1x.x.= 20%

Px.x.= 11,68кВт UK3 * 5,5%

Определяем коэффициент нагрузки трансформатора в нормальном аварийном режиме

Расчёт потерь в трансформаторе

По тому же методу рассчитываем нагрузку на 6 кВ

где Рном6 -номинальная активная мощность электроприёмников 6 кВ

Кс6 -коэффициент спроса для электроприёмников 6 кВ

где tg ф -коэффициент активной и реактивной мощности (таблица1)

Smax=

=1979.08 кВА

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ – конструкции, предназначен­ные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

ООО Свой Мастер & PoliStyle

Статьи:

Трансформаторные подстанции в системах электроснабжения

Области применения одно и двух трансформаторных подстанций

Как правило, в системах электроснабжения применяются одно и двух трансформаторные подстанции. Применение трех трансформаторных подстанций вызывает дополнительные капзатраты и повышает годовые эксплуатационные расходы. Трех трансформаторные подстанции используются редко, как вынужденное решение, при реконструкции, расширении подстанции, при системе раздельного питания силовой и осветительной нагрузок, при питании резкопеременных нагрузок.

Одно трансформаторные ТП 6-10/0,4 кВ применяются при питании нагрузок, допускающих перерыв электроснабжения на время не более 1 суток, необходимый для ремонта или замены поврежденного элемента (питание электроприемников III категории), а также для питания электроприемников II категории, при условии резервирования мощности по перемычкам на вторичном напряжении или при наличии складского резерва трансформаторов.

Одно трансформаторные ТП выгодны еще и в том отношении, что если работа предприятия сопровождается периодами малых нагрузок, то можно за счет наличия перемычек между трансформаторными подстанциями на вторичном напряжении отключать часть трансформаторов, создавая этим экономически целесообразный режим работы трансформаторов.

Под экономическим режимом работы трансформаторов понимается режим, который обеспечивает минимальные потери мощности в трансформаторах. В данном случае решается задача выбора оптимального количества работающих трансформаторов.
Такие трансформаторные подстанции могут быть экономичны и в плане максимального приближения напряжения 6-10 кВ к электроприемникам, уменьшая протяженность сетей до 1 кВ за счет децентрализации трансформирования электрической энергии. В этом случае вопрос решается в пользу применения двух одно трансформаторных по сравнению с одной двухтрансформаторной подстанцией.

Двух трансформаторные ТП применяются при преобладании электроприемников I и II категорий. При этом мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного, другой трансформатор с учетом допустимой перегрузки принял бы на себя нагрузку всех потребителей (в этой ситуации можно временно отключить электроприемники III категории). Такие подстанции желательны и независимо от категории потребителей при наличии неравномерного суточного или годового графика нагрузки. В этих случаях выгодно менять присоединенную мощность трансформаторов, например, при наличии сезонных нагрузок, одно или двухсменной работы со значительной различающейся загрузкой смен.

Электроснабжение населенного пункта, микрорайона города, цеха, группы цехов или всего предприятия может быть обеспечено от одной или нескольких трансформаторных подстанций. Целесообразность сооружения одно- или двух трансформаторных подстанций определяется в результате технико-экономического сравнения нескольких вариантов системы электроснабжения. Критерием выбора варианта является минимум приведенных затрат на сооружение системы электроснабжения. Сравниваемые варианты должны обеспечивать требуемый уровень надежности электроснабжения.

В системах электроснабжения промышленных предприятий наибольшее применение нашли следующие единичные мощности трансформаторов: 630, 1000, 1600 кВ*А, в электрических сетях городов – 400, 630 кВ?А. Практика проектирования и эксплуатации показала необходимость применения однотипных трансформаторов одинаковой мощности, так как разнообразие их создает неудобства в обслуживании и вызывает дополнительные затраты на ремонт.

Выбор мощности трансформаторов трансформаторных подстанций

В общем случае выбор мощности трансформаторов производится на основании следующих основных исходных данных: расчетной нагрузки объекта электроснабжения, продолжительности максимума нагрузки, темпов роста нагрузок, стоимости электроэнергии, нагрузочной способности трансформаторов и их экономической загрузки.

Основным критерием выбора единичной мощности трансформаторов является, как и при выборе количества трансформаторов, минимум приведенных затрат, полученный на основе технико-экономического сравнения вариантов.

Ориентировочно выбор единичной мощности трансформаторов может выполняться по удельной плотности расчетной нагрузки (кВ?А/м2) и полной расчетной нагрузки объекта (кВ?А).

При удельной плотности нагрузки до 0,2 кВ*А/м2 и суммарной нагрузке до 3000 кВ*А целесообразно применять трансформаторы 400; 630; 1000 кВА с вторичным напряжением 0,4/0,23 кВ. При удельной плотности и суммарной нагрузки выше указанных значений более экономичны трансформаторы мощностью 1600 и 2500 кВА.

Читайте также:  Как рассчитать освещение в гараже?

Однако эти рекомендации не являются достаточно обоснованными вследствие быстроменяющихся цен на электрооборудование и в частности ТП.

В проектной практике трансформаторы трансформаторных подстанций часто выбирают по расчетной нагрузке объекта и рекомендуемым коэффициентам экономической загрузки трансформаторов Кзэ = Sр / Sн.т., в соответствии с данными таблицы.

Рекомендуемые коэффициенты загрузки трансформаторов цеховых ТП

Коэффициент загрузки трансформатораВид трансформаторной подстанции и характер нагрузки
0,65 . 0,7Двух трансформаторные ТП с преобладающей нагрузкой I категории
0,7 . 0,8Одно трансформаторные ТП с преобладающей нагрузкой II категории при наличии взаимного резервирования по перемычкам с другими подстанциями на вторичном напряжении
0,9 . 0,95трансформаторные подстанции с нагрузкой III категории или с преобладающей нагрузкой II категории при возможности использования складского резерва трансформаторов

При выборе мощности трансформаторов важным является правильный учет их нагрузочной способности. Под нагрузочной способностью трансформатора понимается совокупность допустимых нагрузок, систематических и аварийных перегрузок из расчета теплового износа изоляции трансформатора. Если не учитывать нагрузочную способность трансформаторов, то можно необоснованно завысить при выборе их номинальную мощность, что экономически нецелесообразно.

На значительном большинстве подстанций нагрузка трансформаторов изменяется и в течение продолжительного времени остается ниже номинальной. Значительная часть трансформаторов выбирается с учетом послеаварийного режима, и поэтому нормально они остаются длительное время недогруженными. Кроме того, силовые трансформаторы рассчитываются на работу при допустимой температуре окружающей среды, равной +40оС. В действительности они работают в обычных условиях при температуре среды до 20 . 30оС. Следовательно, силовой трансформатор в определенное время может быть перегружен с учетом рассмотренных выше обстоятельств без всякого ущерба для установленного ему срока службы (20 … 25 лет).

На основании исследований различных режимов работы трансформаторов разработан ГОСТ 14209-85, регламентирующий допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки силовых масляных трансформаторов общего назначения мощностью до 100 мВ?А включительно с видами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц с учетом температуры охлаждения среды.

Для определения систематических нагрузок и аварийных перегрузок в соответствии с ГОСТ 14209-85 необходимо также знать начальную нагрузку, предшествующую перегрузке и продолжительность перегрузки. Эти данные определяются по реальному исходному графику нагрузки (полной мощности или току), преобразованному в эквивалентный в тепловом отношении в прямоугольный двух- или многоступенчатый график.

В связи с необходимостью иметь реальный исходный график нагрузки расчет допустимых нагрузок и перегрузок в соответствии сможет быть выполнен для действующих подстанций с целью проверки допустимости существующего графика нагрузки, а также с целью определения возможных вариантов суточных графиков с максимальными значениями коэффициентов загрузки в предшествующий момент режима перегрузки и в режиме перегрузки.

На стадии проектирования подстанций можно использовать типовые графики нагрузок или в соответствии с рекомендациями, также предлагаемыми в ГОСТ 14209-85 выбирать мощность трансформаторов по условиям аварийных перегрузок.

Тогда для подстанций, на которых возможна аварийная перегрузка трансформаторов (двух трансформаторные, одно трансформаторные с резервными связями по вторичной стороне), если известна расчетная нагрузка объекта Sp и коэффициент допустимой аварийной перегрузки Kз.ав, номинальная мощность трансформатора определяется, как
Sн.т. = Sp / Kз.ав

Следует также отметить, что нагрузка трансформатора свыше его номинальной мощности допускается только при исправной и полностью включенной системе охлаждения трансформатора.

Что касается типовых графиков, то на настоящее время они разработаны для ограниченного количества узлов нагрузок.

Так как выбор количества и мощности трансформаторов, в особенности потребительских подстанций 6-10/0,4-0,23 кВ, определяется часто в основном экономическим фактором, то существенным при этом является учет компенсации реактивной мощности в электрических сетях потребителя.

Компенсируя реактивную мощность в сетях до 1 кВ, можно уменьшить количество трансформаторных подстанций 10/0,4, их номинальную мощность. Особенно это существенно для промышленных потребителей, в сетях до 1 кВ которых приходиться компенсировать значительные величины реактивных нагрузок. Существующая методика по проектированию компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий и предполагает выбор мощности компенсирующих устройств с одновременным выбором количества трансформаторов подстанций и их мощности.

Таким образом, учитывая вышеизложенное, сложность непосредственных экономических расчетов, ввиду быстроменяющихся стоимостных показателей строительства подстанций и стоимости электроэнергии, при проектировании новых и реконструкции действующих потребительских подстанций 6-10/0,4-0,23 кВ выбор мощности силовых трансформаторов может быть выполнен следующим образом:

  • – в сетях промышленных предприятий:
    • а) единичную мощность трансформаторов выбирать в соответствии с рекомендациями удельной плотности расчетной нагрузки и полной расчетной нагрузки объекта;
    • б) количество трансформаторов подстанции и их номинальную мощность выбирать в соответствии с указаниями по проектированию компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий;
    • в) выбор мощности трансформаторов должен осуществляться с учетом рекомендуемых коэффициентов загрузки и допустимых аварийных перегрузок трансформаторов;
    • г) при наличии типовых графиков нагрузки выбор следует вести в соответствии с ГОСТ 14209-85 с учетом компенсации реактивной мощности в сетях до 1 кВ;
  • – в городских электрических сетях:
    • а) имея в наличии типовые графики нагрузки подстанции, выбор мощности трансформаторов следует выполнять в соответствии с ГОСТ 14209-85;
    • б) зная вид нагрузки подстанции, при отсутствии типовых графиков ее, выбор целесообразно выполнять в соответствии с методическими указаниями.

Пример. Выбор количество и мощность трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций по следующим исходным данным: Рр = 250 кВт, Qp = 270 квар; категория электроприемников цеха по степени надежности электроснабжения – 3.

Решение. Полная расчетная мощность цеха.

По расчетной мощности (377 кВ*А) требуемому уровню надежности электроснабжения (3 категория электроприемников) можно принять одно транспортную подстанцию с мощностью трансформатора Sнт = 400 кВ?А.

Коэффициент загрузки трансформатора составит

что удовлетворяет соответствующим требованиям.

Источник информации: “Школа для электрика: электротехника от А до Я. Образовательный портал по электротехнике.”

Определение мощности подстанции

2.2 Определение мощности подстанции

Используя данные таблицы 1 определяем мощность трансформаторной подстанции.

Коэффициент спроса определяем по формуле:

Кс = 0,4 + 0,6 · , (1)

где Рном max –номинальная мощность наибольшего электродвигателя;

Рном∑ – суммарная мощность всех потребителей.

Кс = 0,4 + 0,6 ·= 0,537.

Определяем средневзвешенный cos φ, по формуле:

сosφ ср = , (2)

где Р – установленная мощность потребителя;

cos – коэффициент потребителя;

∑Р – суммарная мощность потребителей.

сosφ ср = = 0,8

Расчетная мощность трансформатора определяем, по формуле:

S = = =367кВ∙А. (3)

Принимаем передвижную подстанцию ТСВП 400/6-0,69 мощностью 400 кВ∙А.

Таблица 2 – Техническая характеристика подстанции

2.3 Расчет и выбор высоковольтного кабеля

В данном случае имеется в виду кабель, проложенный от центральной подземной станции до передвижной трансформаторной подстанции участка.

Определяем длительный расчетный ток, по формуле:

I=*IФ, А (4)

где 1,1 – коэффициент резерва;

Кот – коэффициент отпаек ( Кот = 0,95; 1; 1,05 соответствует

использованию отпаек трансформатора +5;-5%);

Кт – коэффициент трансформации трансформатора;

IФ – фактический ток нагрузки.

Определяем фактический ток нагрузки, по формуле:

IФ = ==429 А. (5)

Определяем коэффициент трансформации трансформатора по формуле:

Кт= , (6)

где V1- напряжение на первичной обмотки трансформатора;

V2 – напряжение на вторичной обмотки трансформатора.

Кт= =8,6

I= *429=51 А

Определяем сечение кабеля по термической стойкости, по формуле:

Sкаб = , мм 2 (7)

Где Sкаб – минимально допустимое сечение жилы кабеля по условиям

нагрева токами К.З;

– время прохождения тока К.З. для расчетов =0,25с;

С – коэффициент для меди С=165, для алюминия С=90.

I – установившейся ток к.з, согласно ПБ I=9634А.

Sкаб = =29 мм 2

Определяем сечение кабеля по потере напряжения, по формуле:

S=, мм 2 (8)

где I – длительный расчетный ток, А

L – длина кабеля от ЦПП до подстанции, А

cos φср – принимается тот же, что и при определении мощности подстанции;

γ – удельная проводимость меди;

– допустимая потеря напряжения в кабеле ( принимается

равной 2,5% от Vн, что составляет 150 В при Vн = 6000 В).

S==1,88 мм 2

Определяем сечение кабеля по экономической плотности, из соотношения по формуле:

S = , мм 2 (9)

Где I – расчетный ток в час максимума энергосистемы, А

Jэ – нормативное значение экономической плотности тока,

S = =16,3 мм 2

Следовательно, к установке принимается кабель ЭВТ 3×35+1×10

Рейтинг
( Пока оценок нет )
Загрузка ...
Adblock
detector