Модернизация оборудования распределительных сетей РЭС Февральск
Wгод=2935124 кВтч, Sном.тр=1600 кВт, n=2,
где n – количество
трансформаторов.
.
- коэффициент спроса.
Результаты
остальных расчетов сводим в таблицу 1.2.
Таблица 1.2 –
Расчет максимальной активной мощности (п/ст «Февральск»)
Наименование подстанции
Wгод
Рср
Sном.тр
n
Рс.ном
Кисп
Ксп
Рмакс
ЦРП
709864,00
81,03
400,00
1,00
400,00
0,203
0,65
260,00
ТП‑18 «Котельная»
2935124,00
335,06
1600,00
2,00
3200,00
0,105
0,30
960,00
ТП‑16 «Склад ГСМ»
239547,00
27,35
400,00
1,00
400,00
0,068
0,92
368,00
ТП‑17 «Лок-Депо».
481353,00
54,95
1000,00
1,00
1000,00
0,055
0,24
240,00
ТП‑55
345165,00
39,40
250,00
1,00
250,00
0,158
0,60
150,00
ТП -19
420814,00
48,04
160,00
1,00
160,00
0,300
0,37
59,20
ТП -8
401255,00
45,81
400,00
2,00
800,00
0,057
0,55
440,00
ТП -20
382113,00
43,62
250,00
2,00
500,00
0,087
0,52
260,00
ТП -5
843641,00
96,31
1030,00
1,00
1030,00
0,094
0,80
824,00
ТП -2
761311,00
86,91
400,00
2,00
800,00
0,109
0,28
224,00
КТП‑2
470911,00
53,76
250,00
1,00
250,00
0,215
0,60
150,00
КТП «Маар – лес»
61872,00
7,06
100,00
1,00
100,00
0,071
0,19
19,00
КТП «ТУСМ»
52240,00
5,96
40,00
1,00
40,00
0,149
0,36
14,40
КТП «Мишута»
79860,00
9,12
160,00
1,00
160,00
0,057
0,37
59,20
КТП «Головко»
73824,00
8,43
250,00
1,00
250,00
0,034
0,37
92,50
КТП «Лесной»
33292,00
3,80
250,00
1,00
250,00
0,015
0,65
162,50
Далее строем
суточные графики нагрузок предприятий отдельных потребителей по данным таблица
1.3.
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
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 Pmax - максимальная активная
мощность всех подстанций, кВт; cosφ – коэффициент мощности.
Мощность
нагрузки на первичной стороне трансформатора с учетом потерь в нем, кВА:
где pпост и pпер – постоянные и
переменные потери в стали трансформатора соответственно 1 и 4%; Smax – 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, Smax – 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 Pmax =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»