Модернизация оборудования распределительных сетей РЭС Февральск (стр. 3 из 6)

Таблица 1.3 – Активные и реактивные нагрузки для каждого часа зимних суток главной понизительной подстанции и крупных потребителей

Часы	Активная нагрузка, кВт			Реактивная нагрузка, кВт
Часы	РТП‑220	РППЦ-АБ	ЦРП	РТП‑220	РППЦ-АБ	ЦРП
1	1715	352	214	1407	196	96
2	1771	328	230	1082	194	130
3	1667	324	192	1036	198	114
4	1738	336	202	1064	192	118
5	1650	304	202	1000	184	116
6	1695	312	188	1035	188	110
7	1822	324	202	1076	186	116
8	1733	328	172	977	168	90
9	1688	316	174	937	172	80
10	1780	346	178	1100	196	88
11	1827	336	174	1096	186	90
12	2028	424	204	1248	250	114
13	1987	368	212	1099	204	102
14	1370	254	156	833	144	94
15	1068	332	174	895	194	98
16	1812	426	130	1523	124	98
17	1514	386	264	1163	330	120
18	3252	386	174	1044	190	88
19	1908	360	180	1059	176	90
20	2116	392	208	1219	202	106
21	1683	302	162	944	160	80
22	1746	312	166	1002	170	84

1.3.2 Построение суммарных графиков нагрузок

Суммарные графики нагрузок построены не только для главной понизительной подстанции, но и для подстанций, которые питают не один потребитель. Так ЦРП питает ТП‑16 (склад ГСМ), ТП‑17 (лок. депо);

РППЦ-АБ питает ТП‑8 (наружное освещение), которое в свою очередь ТП‑5 (вокзал) и ТП‑20 (очистные) и т.д.;

1.4 Расчет мощности трансформаторов

1.4.1 Выбор количества и установленной мощности силовых трансформаторов

В системах электроснабжения предприятий мощность трансформаторов должна обеспечивать в нормальных условиях питание всех приемников электроэнергии. При выборе мощности трансформаторов следует добиваться экономически целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращение естественного срока его службы.

Надежность электроснабжения предприятия достигается за счет установки на подстанции двух трансформаторов, которые, как правило, работают раздельно. При этом соблюдается условие, что любой из оставшихся в работе трансформаторов (при аварии с другим) обеспечивает полностью или с некоторым ограничением потребную мощность. Обеспечение потребной мощности может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их нагрузочной способности [10, 4].

Согласно суточным графикам известны значения максимальной активной мощности потребителей, из которых рассчитывается полная мощность на вторичной стороне трансформаторов.

Полная мощность на вторичной стороне трансформаторов необходима для питания потребителей и определяется, кВА:

, (1.6)

где P_max- максимальная активная мощность всех подстанций, кВт; cosφ – коэффициент мощности.

Мощность нагрузки на первичной стороне трансформатора с учетом потерь в нем, кВА:

где p_пост и p_пер – постоянные и переменные потери в стали трансформатора соответственно 1 и 4%; S_max – полная мощность на вторичной стороне трансформаторов, кВА.

Так как на всех подстанциях и распределительных пунктах уже установлены по два трансформатора, проверяется их мощность с учетом роста нагрузок на ближайшие пять лет. Электрические нагрузки предприятий непрерывно растут. От правильной оценки электрических нагрузок зависит рациональность схемы электроснабжения и всех ее элементов. Неучет роста нагрузок приводит к нарушению оптимальных параметров сети. Обследования предприятий различных отраслей промышленности и обработка данных на основе теории вероятностей и математической статистики показали [10], что в большинстве случаев рост максимальных нагрузок достаточно точно описывается линейным законом:

, (1.8)

где, S_max – максимальная мощность нагрузки на первичной стороне трансформатора, кВА;

S(t) – максимальная мощность через t лет, кВА (время t принимается равным пяти годам);

α₁ – коэффициент годового роста максимальных нагрузок, принимается равным 0,1.

Зная нагрузки для любого года расчетного периода t, по выбранной методике находятся параметры элементов систем электроснабжения предприятий.

Для примера рассмотрим выбор мощности трансформаторов на ТП‑18 питающейся от главной понизительной подстанции (ГПП) «РТП‑220».

Из суточного графика нагрузок или из таблицы 1 находим максимальную активную мощность, она равна P_max=960кВт.

По формуле (1.6) определяем полную мощность на вторичной обмотке трансформатора, кВА:

кВА.

После этого по формуле (1.7) находим максимальную полную мощность на первичной стороне трансформатора:

Далее определяем максимальную полную мощность, учитывая рост нагрузок:

Выбор мощностей трансформаторов для остальных подстанций сведен в приложение отдельно для ГПП и отдельных потребителей.

Таблица 1.5 – Выбор мощности трансформаторов подстанций, питаемых от ГПП «РТП‑220»

Потребитель	P_max2, кВА	S_max2, кВА	S_max, кВА	S(t), кВА	Исходная мощность, кВА
ЦРП	260,00	393,94	413,636	620,455	1х400
ТП‑18 «Котельная»	960,00	1548,39	1625,806	2438,710	2х1600
ТП‑16 «Склад ГСМ»	368,00	387,37	406,737	610,105	1х400
ТП‑17 «Лок-Депо».	240,00	333,33	350,000	525,000	1х1000
ТП‑55	150,00	178,57	187,500	281,250	1х250
ТП‑19	59,20	83,38	87,549	131,324	1х160
ТП‑8	440,00	488,89	513,333	770,000	2х400
ТП‑20	260,00	305,88	321,176	481,765	2х250
ТП‑5	824,00	915,56	961,333	1442,000	1х630; 1х400
ТП‑2	224,00	248,89	261,333	392,000	2х400
КТП 2	150,00	178,57	187,500	281,250	1х250
КТП Мар.лес	19,00	33,93	35,625	53,438	1х100
КТП ТУСМ	14,40	24,00	25,200	37,800	1х40
КТП Мишута	59,20	83,38	87,549	131,324	1х160
КТП Головко	92,50	130,28	136,796	205,194	1х250
КТП Лесной	162,50	246,21	258,523	387,784	1х250

По результатам расчетов видно, что на трансформаторных подстанциях ТП №17, трансформатор, в период максимальной нагрузки остается недогруженным, а на ТП‑16 и ЦРП перегруженным. Предлагаю заменить трансформатор данной подстанции и установить на ТП‑16 трансформатор мощностью 630 кВА, а на ЦРП и ТП‑17 трансформаторы поменять местами, в целях экономии.

1.4.2 Выбор номинальной мощности трансформаторов по кривым нагрузочной способности

Выбор номинальной мощности трансформаторов по старению изоляции производится по упрощенному методу [4]. Его суть заключается в том, что устанавливаются пределы, в которых должна лежать необходимая номинальная мощность. Если пределы первого приближения не попадает ни одно из ряда значений номинальной мощности, выбираем большее ближайшее к верхнему пределу. В том случае, когда в эти пределы попадают два соседних из ряда значений и из них надо выбрать одно, определяют пределы второго приближения, более узкие. Если в этих пределах остается одно значение номинальной мощности, то ее достаточность проверяется расчетом на нагрузочную способность трансформаторов [4].

Если оказывается, что в ряду значений номинальной мощности нет того, которое укладывается в эти пределы, следует брать ближайшее большее; на этом выбор мощности трансформаторов заканчивается.

В том случае, когда в стандарте есть одно или даже два значения номинальной мощности, которые размещаются в этих пределах, следует проверить их достаточность. Для этой цели предлагается преобразовать любой график нагрузки в эквивалентный по количеству выделяемого тепла прямоугольный двухступенчатый. Такой график считается эквивалентным действительному по температуре. На рис. 2 представлен двухступенчатый график нагрузки. В периоды 1 и 3 действует нагрузка P_{э с}, а в период 2 – нагрузка P_э_max.

Эти величины связаны с проверяемым значением номинальной мощности следующими коэффициентами: к_1р=Р_эс/Р_номи к₂р=Р_э_max/Р_ном>1,0.

Рисунок 1.1 – Действительный и эквивалентный графики нагрузок

Наметив предварительно номинальную мощность трансформатора, а также значения к_1ри к_2р, обращаемся к графикам нагрузочной способности и, приняв к_1г= к_1р, по кривой, соответствующей заданной длительности максимальной нагрузки, находим значение коэффициента допускаемого превышения номинальной мощности к_2г, то есть допустимую перегрузку в течение времени t. Далее сравнивается этот коэффициент с расчетным к_2р.