Расчет допустимых нагрузок на трансформатор

Суточные графики нагрузок потребителей

Вычислим значение всех ступеней от 0 до 24 часов

1.Населенный пункт, максимальная мощность 2МВт Зимний график нагрузки:

Р0−1= n% • Pmax / 100 = 60%* 2 / 100 = 1,2 МВт Р1−2= n% • Pmax / 100 = 52%*2 / 100 = 1,04МВт Р2−4= n% • Pmax / 100 = 37%*2 / 100 = 0,74МВт Р4−5= n% • Pmax / 100 = 45%*2 / 100 = 0,9МВт Р5−6= n% • Pmax / 100 = 55%*2 / 100 = 1,1МВт Р6−7= n% • Pmax / 100 = 70%*2 / 100 = 1,4МВт Р7−8= n% • Pmax / 100 = 80%*2 / 100 = 1,6МВт Р8−9= n% • Pmax / 100 = 85%*2 / 100 = 1,7МВт Р9−10= n% • Pmax / 100 = 70%*2 / 100 = 1,4МВт Р10−11= n% • Pmax / 100 = 50%*2 / 100 = 1МВт Р11−12= n% • Pmax / 100 = 45%*2 / 100 = 0,9МВт Р12−14= n% • Pmax / 100 = 40%*2 / 100 = 0,8МВт Р14−15= n% • Pmax / 100 = 60%*2 / 100 = 1,2МВт Р15−16= n% • Pmax / 100 = 70%*2 / 100 = 1,4МВт Р16−17= n% • Pmax / 100 = 80%*2 / 100 = 1,6МВт Р17−18= n% • Pmax / 100 = 90%*2 / 100 = 1,8МВт Р18−20= n% • Pmax / 100 = 100%*2 / 100 = 2МВт Р19−20= n% • Pmax / 100 = 100%*2 / 100 = 2МВт Р20−21= n% • Pmax / 100 = 95%*2 / 100 = 1,9МВт Р21−22= n% • Pmax / 100 = 85%*2 / 100 = 1,7МВт Р22−23= n% • Pmax / 100 = 80%*2 / 100 = 1,6МВт Р23−24= n% • Pmax / 100 = 70%*2 / 100 = 1,4МВт

Летний график нагрузки:

Р0−1= n% • Pmax / 100 = 55%* 2 / 100 = 1,1 МВт Р1−2= n% • Pmax / 100 = 37%*2 / 100 = 0,74МВт Р2−5= n% • Pmax / 100 = 25%*2 / 100 = 0,5МВт Р5−6= n% • Pmax / 100 = 37%*2 / 100 = 0,74МВт Р6−7= n% • Pmax / 100 = 45%*2 / 100 = 0,9МВт Р7−8= n% • Pmax / 100 = 63%*2 / 100 = 1,26МВт Р8−9= n% • Pmax / 100 = 68%*2 / 100 = 1,36МВт Р9−10= n% • Pmax / 100 = 63%*2 / 100 = 1,26МВт Р10−12= n% • Pmax / 100 = 45%*2 / 100 = 0,9МВт Р12−14= n% • Pmax / 100 = 37%*2 / 100 = 0,74МВт Р14−15= n% • Pmax / 100 = 45%*2 / 100 = 0,9МВт Р15−17= n% • Pmax / 100 = 55%*2 / 100 = 1,1МВт Р17−18= n% • Pmax / 100 = 60%*2 / 100 = 1,2МВт Р18−19= n% • Pmax / 100 = 68%*2 / 100 = 1,36МВт Р19−20= n% • Pmax / 100 = 78%*2 / 100 = 1,56МВт Р20−22= n% • Pmax / 100 = 85%*2 / 100 = 1,7МВт Р22−23= n% • Pmax / 100 = 75%*2 / 100 = 1,5МВт Р23−24= n% • Pmax / 100 = 60%*2 / 100 = 1,2МВт трансформатор подстанция нагрузка Расчет зимнего графика нагрузки

Расчет летнего графика нагрузки

На основании данных таблиц строим графики суточной нагрузки населенного пункта

2.Машиностроительный завод, максимальная мощность 4МВт Зимний график нагрузки:

Р0−4= n% • Pmax / 100 = 40%* 4 / 100 = 1,6 МВт Р4−6= n% • Pmax / 100 = 10%*4 / 100 = 0,4МВт Р6−10= n% • Pmax / 100 = 100%*4 / 100 = 4МВт Р10−12= n% • Pmax / 100 = 70%*4 / 100 = 2,8МВт Р12−14= n% • Pmax / 100 = 100%*4 / 100 = 4МВт Р14−18= n% • Pmax / 100 = 90%*4 / 100 = 3,6МВт Р18−19= n% • Pmax / 100 = 50%*4 / 100 = 2МВт Р19−22= n% • Pmax / 100 = 90%*4 / 100 = 3,6МВт Р22−24= n% • Pmax / 100 = 40%*4 / 100 = 1,6МВт Летний график нагрузки:

Р0−2= n% • Pmax / 100 = 36%*4 / 100 = 1,44 МВт Р2−4= n% • Pmax / 100 = 31%*4 / 100 = 1,24МВт Р4−8= n% • Pmax / 100 = 6%*4 / 100 = 0,24МВт Р8−10= n% • Pmax / 100 = 90%*4 / 100 = 3,6МВт Р10−12= n% • Pmax / 100 = 50%*4 / 100 = 2МВт Р12−14= n% • Pmax / 100 = 85%*4 / 100 = 3,4МВт Р14−16= n% • Pmax / 100 = 80%*4 / 100 = 3,2МВт Р16−18= n% • Pmax / 100 = 75%*4 / 100 = 3МВт Р18−20= n% • Pmax / 100 = 30%*4 / 100 = 1,2МВт Р20−22= n% • Pmax / 100 = 80%*4 / 100 = 3,2МВт Р22−24= n% • Pmax / 100 = 34%*4 / 100 = 1,36МВт Расчет зимнего графика нагрузки

Расчет летнего графика нагрузки

На основании данных таблиц строим графики суточной нагрузки

3.Предприятие черной металлургии, максимальная мощность 8МВт Зимний график нагрузки:

Р0−1= n% • Pmax / 100 = 98%*8 / 100 = 7,84 МВт Р1−3= n% • Pmax / 100 = 97%*8 / 100 = 7,76МВт Р3−4= n% • Pmax / 100 = 98%*8 / 100 = 7,84 МВт Р4−9= n% • Pmax / 100 = 100%*8 / 100 = 8МВт Р9−11= n% • Pmax / 100 = 98%*8 / 100 = 7,84 МВт Р11−17= n% • Pmax / 100 = 100%*8 / 100 = 8МВт Р17−19= n% • Pmax / 100 = 98%*8 / 100 = 7,84 МВт Р19−22= n% • Pmax / 100 = 100%*8 / 100 = 8МВт Р22−24= n% • Pmax / 100 = 98%*8 / 100 = 7,84 МВт Летний график нагрузки:

Р0−1= n% • Pmax / 100 = 86%*8 / 100 = 6,88 МВт Р1−3= n% • Pmax / 100 = 80%*8 / 100 = 6,4 МВт Р3−4= n% • Pmax / 100 = 86%*8 / 100 = 6,88 МВт Р4−9= n% • Pmax / 100 = 90%*8 / 100 = 7,2МВт Р9−11= n% • Pmax / 100 = 86%*8 / 100 = 6,88 МВт Р11−17= n% • Pmax / 100 = 90%*8 / 100 = 7,2МВт Р17−19= n% • Pmax / 100 = 80%*8 / 100 = 6,4 МВт Р19−22= n% • Pmax / 100 = 90%*8 / 100 = 7,2МВт Р22−24 = n% • Pmax / 100 = 85%*8 / 100 = 6,8МВт Расчет зимнего графика нагрузки

Расчет летнего графика нагрузки

На основании данных таблиц строим графики суточной нагрузки

4.Текстильная промышленность, максимальная мощность 6МВт Зимний график нагрузки:

Р0−5= n% • Pmax / 100 = 40%*6 / 100 = 2,4 МВт Р5−7= n% • Pmax / 100 = 15%*6 / 100 = 0,9 МВт Р7−8= n% • Pmax / 100 = 95%*6 / 100 = 5,7 МВт Р8−11= n% • Pmax / 100 = 100%*6 / 100 = 6 МВт Р11−12= n% • Pmax / 100 = 50%*6 / 100 = 3 МВт Р12−15= n% • Pmax / 100 = 100%*6 / 100 = 6 МВт Р15−19= n% • Pmax / 100 = 95%*6 / 100 = 5,7 МВт Р19−20= n% • Pmax / 100 = 50%*6 / 100 = 3 МВт Р20−23= n% • Pmax / 100 = 95%*6 / 100 = 5,7 МВт Р23−24= n% • Pmax / 100 = 40%*6 / 100 = 2,4 МВт Летний график нагрузки:

Р0−2= n% • Pmax / 100 = 25%*6 / 100 = 1,5 МВт Р2−4= n% • Pmax / 100 = 30%*6 / 100 = 1,8 МВт Р4−8= n% • Pmax / 100 = 10%*6 / 100 = 0,6 МВт Р8−10= n% • Pmax / 100 = 90%*6 / 100 = 5,4 МВт Р10−13= n% • Pmax / 100 = 30%*6 / 100 = 1,8 МВт Р13−15= n% • Pmax / 100 = 90%*6 / 100 = 5,4 МВт Р15−18= n% • Pmax / 100 = 85%*6 / 100 = 5,1 МВт Р18−20= n% • Pmax / 100 = 35%*6 / 100 = 2,1МВт Р20−22 = n% • Pmax / 100 = 85%*6 / 100 = 5,1 МВт Р22−24= n% • Pmax / 100 = 22%*6 / 100 = 1,32 МВт Все расчеты сводим в таблицу Расчет зимнего графика нагрузки

Расчет летнего графика нагрузки

На основании данных таблиц строим графики суточной нагрузки

5.Обогатительная фабрика, максимальная мощность 3МВт Зимний график нагрузки:

Р0−6= n% • Pmax / 100 = 50%*3 / 100 = 1,5 МВт Р6−18= n% • Pmax / 100 = 100%*3 / 100 = 3 МВт Р18−24= n% • Pmax / 100 = 60%*3 / 100 = 1,8 МВт

Летний график нагрузки:

Р0−3= n% • Pmax / 100 = 45%*3 / 100 = 1,45 МВт Р3−8= n% • Pmax / 100 = 40%*3 / 100 = 1,2 МВт Р8−10= n% • Pmax / 100 = 70%*3 / 100 = 2,1 МВт Р10−12= n% • Pmax / 100 =80%*3 / 100 = 2,4 МВт Р12−16= n% • Pmax / 100 = 90%*3 / 100 = 2,7 МВт Р16−24= n% • Pmax / 100 = 45%*3 / 100 = 1,45 МВт Расчет зимнего графика нагрузки

Расчет летнего графика нагрузки

На основании данных таблиц строим графики суточной нагрузки

Суммарные графики нагрузок потребителей

Эти графики определяются с учетом потерь мощностей в линиях и трансформаторах при распределении электроэнергии.

Суммарная мощность шин подстанции представляет собой сумму потребляемой мощности пяти предприятий каждой ступени, потери на собственные нужды, постоянные потери и переменные потери каждой ступени:

P? пс (t)=P (t) +? Pпост. +? Pпер.+ ?Pс.н.

Определяем сумму мощностей P (t), потребляемая пятью предприятиями данных промышленностей по зимней нагрузке по определенному значению часа :

P (1)=1,2+1,6+7,84+2,4+1,5=14,54МВт

P (2)=1,04+1,6+7,76+2,4+1,5=14,3МВт

P (3)=0,74+1,6+7,76+2,4+1,5=14МВт

P (4)=0,74+1,6+7,84+2,4+1,5=14,08МВт

P (5)=0,9+0,4+8+2,4+1,5=13,2МВт

P (6)=1,1+0,4+8+0,9+1,5=11,9МВт

P (7)=1,4+4+8+0,9+3=17,3МВт

P (8)=1,6+4+8+5,7+3=22,3МВт

P (9)=1,7+4+8+6+3=22,7МВт

P (10)=1,4+4+7,84+6+3=22,24МВт

P (11)=1+2,8+7,84+6+3=20,64МВт

P (12)=0,9+2,8+8+3+3=17,7МВт

P (13)=0,8+4+8+6+3=21,8МВт

P (14)=0,8+4+8+6+3=21,8МВт

P (15)=1,2+3,6+8+6+3=21,8МВт

P (16)=1,4+3,6+8+5,7+3=21,7МВт

P (17)=1,6+3,6+8+5,7+3=21,9МВт

P (18)=1,8+3,6+7,84+5,7+3=21,94МВт

P (19)=2+2+7,84+5,7+1,8=19,34МВт

P (20)=2+3,6+8+3+1,8=18,4МВт

P (21)=1,9+3,6+8+5,7+1,8МВт

P (22)=1,7+3,6+8+5,7+1,8=20,8МВт

P (23)=1,6+1,6+7,84+5,7+1,8=18,54МВт

P (24)=1,4+1,6+7,84+2,4+1,8=15,04МВт Максимальная мощность Pmax =22,7МВт Определим постоянные потери:

? Pпост.(зима)=1% Pmax=0,01*22,7=0,227МВт Определим потери на собственные нужды:

?Pс.н.(зима)=0,5% Pmax=0,005*22,7=0,1135МВт Определяем сумму мощностей P (t), потребляемая пятью предприятиями данных промышленностей по летней нагрузке по определенному значению часа :

P (1)=1,1+1,44+6,88+1,5+1,45=12,37МВт

P (2)=0,74+1,44+6,4+1,5+1,45=11,53МВт

P (3)=0,5+1,24+6,4+1,8+1,45=11,39МВт

P (4)=0,5+1,24+6,88+1,8+1,2=11,62МВт

P (5)=0,5+0,24+7,2+0,6+1,2=9,74МВт

P (6)=0,74+0,24+7,2+0,6+1,2=9,98МВт

P (7)=0,9+0,24+7,2+0,6+1,2=10,14МВт

P (8)=1,26+0,24+7,2+0,6+1,2=10,5МВт

P (9)=1,36+3,6+7,2+5,4+2,1=19,66МВт

P (10)=1,26+3,6+6,88+5,4+2,1=19,24МВт

P (11)=0,9+2+6,88+1,8+2,4=13,98МВт

P (12)=0,9+2+7,2+1,8+2,4=14,3МВт

P (13)=0,74+3,4+7,2+1,8+2,7=15,84МВт

P (14)=0,74+3,4+7,2+5,4+2,7=19,44МВт

P (15)=0,9+3,2+7,2+5,4+2,7=19,4МВт

P (16)=1,1+3,2+7,2+5,1+2,7=19,3МВт

P (17)=1,1+3+7,2+5,1+1,45=17,85МВт

P (18)=1,2+3+6,4+5,1+1,45=17,15МВт

P (19)=1,36+1,2+6,4+2,1+1,45=12,51МВт

P (20)=1,56+1,2+7,2+2,1+1,45=13,51МВт

P (21)=1,7+3,2+7,2+5,1+1,45=18,65 МВт

P (22)= 1,7+3,2+7,2+5,1+1,45=18,65 МВт

P (23)=1,5+1,36+6,8+1,32+1,45=12,43МВт

P (24)=1,2+1,36+6,8+1,32+1,45=12,13МВт Максимальная мощность Pmax =19,66МВт Определим постоянные потери:

? Pпост.(лето)=1% Pmax=0,01*19,66=0,1966МВт Определим потери на собственные нужды:

?Pс.н.(лето)=0,5% Pmax=0,005*19,66=0,0963МВт Определим переменные потери, зависящие от значения мощности каждой ступени:

? Pпер = P2(t) / 10 * Pmax

? Pпер.(зима)(1)=14,54 2 / 10*22,7 =0,93МВт

? Pпер.(зима)(2)=14,3 2 / 10*22,7 =0,9МВт

? Pпер.(зима)(3)=142 / 10*22,7 =0,86МВт

? Pпер.(зима)(4)=14,08 2 / 10*22,7 =0,87МВт

? Pпер.(зима)(5)=13,2 2 / 10*22,7 =0,76МВт

? Pпер.(зима)(6)=11,9 2 / 10*22,7 =0,62МВт

? Pпер.(зима)(7)=17,3 2 / 10*22,7 =1,31МВт

? Pпер.(зима)(8)=22,3 2 / 10*22,7 =2,19МВт

? Pпер.(зима)(9)=22,7 2 / 10*22,7 =2,27МВт

? Pпер.(зима)(10)=22,24 2 / 10*22,7 =2,17МВт

? Pпер.(зима)(11)=20,64 2 / 10*22,7 =1,87МВт

? Pпер.(зима)(12)=17,7 2 / 10*22,7 =1,38МВт

? Pпер.(зима)(13)=21,8 2 / 10*22,7 =2,09МВт

? Pпер.(зима)(14)=21,8 2 / 10*22,7 =2,09МВт

? Pпер.(зима)(15)=21,8 2 / 10*22,7 =2,09МВт

? Pпер.(зима)(16)=21,7 2 / 10*22,7 =2,07МВт

? Pпер.(зима)(17)=21,9 2 / 10*22,7 =2,11МВт

? Pпер.(зима)(18)=21,94 2 / 10*22,7 =1,78МВт

? Pпер.(зима)(19)=19,34 2 / 10*22,7 =1,64МВт

? Pпер.(зима)(20)=18,4 2 / 10*22,7 =1,49МВт

? Pпер.(зима)(21)=21 2 / 10*22,7 =1,94МВт

? Pпер.(зима)(22)=20,8 2 / 10*22,7 =1,9МВт

? Pпер.(зима)(23)=18,54 2 / 10*22,7 =1,51МВт

? Pпер.(зима)(24)=15,04 2 / 10*22,7 =0,99МВт

? Pпер.(лето)(1)=1237 2 / 10*19,66 =0,77МВт

? Pпер.(лето)(2)=11,53 2 / 10*19,66 =0,67МВт

? Pпер.(лето)(3)=11,39 2 / 10*19,66 =0,65МВт

? Pпер.(лето)(4)=11,62 2 / 10*19,66 =0,68МВт

? Pпер.(лето)(5)=9,74 2 / 10*19,66 =0,48МВт

? Pпер.(лето)(6)=9,98 2 / 10*19,66 =0,50МВт

? Pпер.(лето)(7)=10,14 2 / 10*19,66 =0,52МВт

? Pпер.(лето)(8)=10,5 2 / 10*19,66 =0,56МВт

? Pпер.(лето)(9)=19,66 2 / 10*19,66 =1,96МВт

? Pпер.(лето)(10)=19,24 2 / 10*19,66 =1,88МВт

? Pпер.(лето)(11)=13,98 2 / 10*19,66 =0,99МВт

? Pпер.(лето)(12)=14,3 2 / 10*19,66 =1,04МВт

? Pпер.(лето)(13)=15,84 2 / 10*19,66 =1,27МВт

? Pпер.(лето)(14)=19,44 2 / 10*19,66 =1,92МВт

? Pпер.(лето)(15)=19,4 2 / 10*19,66 =1,91МВт

? Pпер.(лето)(16)=19,3 2 / 10*19,66 =1,89МВт

? Pпер.(лето)(17)=17,85 2 / 10*19,66 =1,62МВт

? Pпер.(лето)(18)=17,15 2 / 10*19,66 =1,49МВт

? Pпер.(лето)(19)=12,51 2 / 10*19,66 =0,79МВт

? Pпер.(лето)(20)=13,51 2 / 10*19,66 =0,92МВт

? Pпер.(лето)(21)=18,65 2 / 10*19,66 =1,76МВт

? Pпер.(лето)(22)=18,65 2 / 10*19,66 =1,76МВт

? Pпер.(лето)(23)=12,43 2 / 10*19,66 =0,78МВт

? Pпер.(лето)(24)=12,13 2 / 10*19,66 =0,74МВт Определим суммарную мощность:

P? пс (t)(зима)=P (1) +? Pпост. +? Pпер.+ ?Pс.н.

P? пс (1)(зима)=14,54+0,227+0,93+0,1135=15,7МВт

P? пс (2)(зима)=14,3+0,227+0,9+0,1135=15,54МВт

P? пс (3)(зима)=14+0,227+0,86+0,1135=15,2МВт

P? пс (4)(зима)=14,08+0,227+0,87+0,1135=15,29МВт

P? пс (5)(зима)=13,2+0,227+0,76+0,1135=14,3МВт

P? пс (6)(зима)=11,9+0,227+0,62+0,1135=12,86МВт

P? пс (7)(зима)=17,3+0,227+1,31+0,1135=18,95МВт

P? пс (8)(зима)=22,3+0,227+2,19+0,1135=24,83МВт

P? пс (9)(зима)=22,7+0,227+2,27+0,1135=25,31МВт

P? пс (10)(зима)=22,24+0,227+2,17+0,1135=24,75МВт

P? пс (11)(зима)=20,64+0,227+1,87+0,1135=22,85МВт

P? пс (12)(зима)=17,7+0,227+1,38+0,1135=19,42МВт

P? пс (13)(зима)=21,8+0,227+2,09+0,1135=24,23МВт

P? пс (14)(зима)=21,8+0,227+2,09+0,1135=24,23МВт

P? пс (15)(зима)=21,8+0,227+2,09+0,1135=24,23МВт

P? пс (16)(зима)=21,7+0,227+2,07+0,1135=24,11МВт

P? пс (17)(зима)=21,9+0,227+2,11+0,1135=24,35МВт

P? пс (18)(зима)=21,94+0,227+1,78+0,1135=24,06МВт

P? пс (19)(зима)=19,34+0,227+1,64+0,1135=21,32МВт

P? пс (20)(зима)=18,4+0,227+1,49+0,1135=20,33МВт

P? пс (21)(зима)=21+0,227+1,94+0,1135=23,28МВт

P? пс (22)(зима)=20,8+0,227+1,9+0,1135=2304МВт

P? пс (23)(зима)=18,54+0,227+1,51+0,1135=20,39МВт

P? пс (24)(зима)=15,04+0,227+0,99+0,1135=16,37МВт

P? пс (t)(лето)=P (1) +? Pпост. +? Pпер.+ ?Pс.н

P? пс (1)(лето)=12,37+0,1966+0,77+0,0983=13,43МВт

P? пс (2)(лето)=11,53+0,1966+0,67+0,0983=12,49МВт

P? пс (3)(лето)=11,39+0,1966+0,65+0,0983=12,33МВт

P? пс (4)(лето)=11,62+0,1966+0,68+0,083=12,59МВт

P? пс (5)(лето)=9,74+0,1966+0,48+0,0983=10,51МВт

P? пс (6)(лето)=9,98+0,1966+0,50+0,0983=10,77МВт

P? пс (7)(лето)=10,14+0,1966+0,52+0,0983=10,95МВт

P? пс (8)(лето)=10,5+0,1966+0,56+0,0983=11,35МВт

P? пс (9)(лето)=19,66+0,1966+1,96+0,0983=21,91МВт

P? пс (10)(лето)=19,24+0,1966+1,88+0,0983=21,41МВт

P? пс (11)(лето)=13,98+0,1966+0,99+0,0983=15,26МВт

P? пс (12)(лето)=14,3+0,1966+1,04+0,0983=15,63МВт

P? пс (13)(лето)=15,84+0,1966+1,27+0,0983=17,40МВт

P? пс (14)(лето)=19,44+0,1966+1,92+0,0983=21,65МВт

P? пс (15)(лето)=19,4+0,1966+1,91+0,0983=21,60МВт

P? пс (16)(лето)=19,3+0,1966+1,89+0,0983=21,48МВт

P? пс (17)(лето)=17,85+0,1966+1,62+0,0983=19,76МВт

P? пс (18)(лето)=17,15+0,1966+1,49+0,0983=18,93МВт

P? пс (19)(лето)=12,51+0,1966+0,79+0,0983=13,58МВт

P? пс (20)(лето)=13,51+0,1966+0,92+0,0983=14,72МВт

P? пс (21)(лето)=18,65+0,1966+1,76+0,0983=20,70МВт

P? пс (22)(лето)=18,65+0,1966+1,76+0,0983=20,70МВт

P? пс (23)(лето)=12,43+0,1966+0,78+0,0983=13,50МВт

P? пс (24)(лето)=12,13+0,1966+0,74+0,983=13,16МВт Таблицы расчета суммарного (совмещенного) графика нагрузки подстанции Суммарный зимний график нагрузки подстанции

Суммарный летний график нагрузки подстанции

По результатам конечной суммы P? пс (t) для сезонов года (зима, лето) строим графики суммарной нагрузки подстанции с учетом всех выше перечисленных потерь.

Годовой график по продолжительности нагрузок

График годовой по продолжительности является проекцией суммарных графиков нагрузки (зима, лето) и определяем по формуле:

Тi = tiзима Ч 200 + tiлето Ч 165

Т1=1*200=200ч Т2=2*200=400ч Т3=3*200=600ч Т4=4*200=800ч Т5=7*200=1400ч Т6=8*200=1600ч Т7=9*200=1800ч Т8=10*200=2000ч Т9=11*200=2200ч Т10=12*200=2400ч Т11=(12*200)+(1*165)=2565ч Т12=(12*200)+(2*165)=2730ч Т13=(12*200)+(3*165)=2895ч Т14=(12*200)+(4*165)=3060ч Т15=(12*200)+(5*165)=3225ч Т16=(13*200)+(5*165)=3425ч Т17=(13*200)+(7*165)=3755ч Т18=(14*200)+(7*165)=3955ч Т19=(15*200)+(7*165)=4155ч Т20=(15*200)+(8*165)=4320ч Т21=(16*200)+(8*165)=4520ч Т22=(17*200)+(9*165)=4885ч Т23=(17*200)+(10*165)=5050ч Т24=(18*200)+(10*165)=5250ч Т25=(19*200)+(10*165)=5450ч Т26=(19*200)+(11*165)=5615ч Т27=(20*200)+(11*165)=5815ч Т28=(21*200)+(12*165)=6180ч Т29=(22*200)+(12*165)=6380ч Т30=(22*200)+(13*165)=6545ч Т31=(23*200)+(13*165)=6745ч Т32=(23*200)+(14*165)=6910ч Т33=(23*200)+(15*165)=7075ч Т34=(23*200)+(16*165)=7240ч Т35=(23*200)+(17*165)=7405ч Т36=(24*200)+(17*165)=7605ч Т37=(24*200)+(18*165)=7770ч Т38=(24*200)+(19*165)=7935ч Т39=(24*200)+(20*165)=8100ч Т40=(24*200)+(21*165)=8265ч Т41=(24*200)+(22*165)=8430ч Т42=(24*200)+(23*165)=8595ч Т43=(24*200)+(24*165)=8760ч

Технико-экономические показатели установки

Площадь, ограниченная кривой графика по продолжительности нагрузок активной составляющей, численно равна энергии, произведенной или потребленной электроустановкой за рассматриваемый период (год).

Wп=

Wп (зима)=494,84*200=98 968МВт· ч;

Wп (лето)=385,81*165=63 658,65 МВт· ч;

Wп=98 968+63658,65=162 626,65МВт*ч.

Средняя нагрузка установки за рассматриваемый период (год) равна:

Pср= Wп / T= 162 626,65 / 8760 = 18,56МВт.

Степень неравномерности графика работы установки оценивают коэффициентом заполнения.

kзап = Wп / Pmax пс · T

kзап (зима) = Wп / Pmax пс · 8760=162 626,65 / 25,31 · 8760=0,73

kзап (лето) = Wп / Pmax пс · 8760=162 626,65 / 21,91 · 8760=0,84

Tmax (зима) = Wп / Pmax пс 162 626,65 / 25,31 = 6425,39 ч.

Tmax (лето) = Wп / Pmax пс = 162 626,65 / 21,91 = 7422,48 ч.

Переведем заданные коэффициенты мощности из косинусов в тангенсы, используя тригонометрические функции:

cos ц1 = 0,87 Населенный пункт tg ц1 = 0,56

cos ц2 = 0,83 Машиностроительный завод tg ц2 = 0,66

cos ц3 = 0,8 Предприятие черной металлургии tg ц3 = 0,75

cos ц4 = 0,78 Предприятие текстильной промышленности tg ц4 = 0,802

cos ц5 = 0,85 Обогатительная фабрика tg ц5 = 0,61

Определим реактивную мощность потребителей в часы максимальных нагрузок по известным активным мощностям потребителей:

УQ = P1(t) · tg ц1+ P2(t) · tg ц2 + … + Pi (t) · tg цi

УQ =(2*0,56)+(4*0,66)+(8*0,75)+(6*0,802)+(3*0,61)=16,402МВАр Определим средневзвешенный коэффициент мощности на шинах подстанции.

tg цср = УQ / У Pmax пс

tg цср (зима) = УQ / У Pmax пс = 16,402 / 22,7 = 0,72

tg цср (лето) = УQ / У Pmax пс = 16,402 / 19,66 = 0,83

Определяем полную мощность подстанции

Smax (зима) = Pmax пс ·

Smax (зима) = 25,31 · = 31,13 МВ· А;

Smax (лето) = 21,91 · = 28,47 МВ· А.

Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции

Вычислим предварительную расчетную мощность трансформатора. Sн. расч = Smax / kав = 31,13 / 1,4 = 22,23 МВ· А коэффициент аварийной перегрузки, принимаем равным 1,4.

Предварительно принимаем трансформатор мощностью 25 МВ*А Вычислим средневзвешенные коэффициенты каждого определенного часа для вычисления полной мощности по формуле:

tg цсв (i) = P1 · tg ц1 + P2 · tg ц2 +…/

tgцсв (1)=

tgцсв (2)=

tgцсв (3)=

tgцсв (4)=

tgцсв (5)=

tgцсв (6)=

tgцсв (7)=

tgцсв (8)=

tgцсв (9)=

tgцсв (10)=

tgцсв (11)=

tgцсв (12)=

tgцсв (13)=

tgцсв (14)=

tgцсв (15)=

tgцсв (16)=

tgцсв (17)=

tgцсв (18)=

tgцсв (19)=

tgцсв (20)=

tgцсв (21)=

tgцсв (22)=

tgцсв (23)=

tgцсв (24)=

Вычисляем полную мощность с учетом выше найденных средневзвешенных коэффициентов для каждого определенного часа, которая вычисляется по формуле

S (t) = P (t) ·

для100% для70%

S1(t) = 15,7 · = 19,15 МВ· А; 13,405 МВ· А

S2(t) = 15,54 · = 18,95 МВ· А; 13,26 МВ· А

S3(t) = 15,2 · = 18,69 МВ· А; 13,083 МВ· А

S4(t) = 15,29 · = 18,80 МВ· А; 13,16 МВ· А

S5(t) = 14,3 · = 17,58 МВ· А; 12,306 МВ· А

S6(t) = 12,86 · = 15,68 МВ· А; 10,976 МВ· А

S7(t) = 18,95 · = 23,68 МВ· А; 16,576 МВ· А

S8(t) = 24,83 · = 30,29 МВ· А; 21,203 МВ· А

S9(t) = 25,31 · = 31,13 МВ· А 21,791 МВ· А

S10(t) = 24,75 · = 30,19 МВ· А; 21,133 МВ· А

S11(t) = 22,85 · = 28,10 МВ· А; 19,67 МВ· А

S12(t) = 19,42 · = 23,69 МВ· А; 16,583 МВ· А

S13(t) = 24,23 · = 29,80 МВ· А; 20,86 МВ· А

S14(t) = 24,23 · = 29,80 МВ· А; 20,86 МВ· А

S15(t) = 24,23 · = 29,56 МВ· А; 20,692 МВ· А

S16(t) = 24,11 · = 29,41 МВ· А; 20,587 МВ· А

S17(t) = 24,35 · = 29,7 МВ· А; 20,79 МВ· А

S18(t) = 24,06 · = 29,35МВ· А; 20,545 МВ· А

S19(t) = 21,32 · = 26,22 МВ· А; 18,354 МВ· А

S20(t) = 20,23 · = 24,68 МВ· А; 17,276 МВ· А

S21(t) = 23,28 · = 28,40 МВ· А; 19,88 МВ· А

S22(t) = 23,04 · = 28,33 МВ· А; 19,831 МВ· А

S23(t) = 20,39 · = 25,07 МВ· А; 17,549 МВ· А

S24(t) = 16,37 · = 19,97 МВ· А; 13,979 МВ· А

Расчет трансформаторов на перегрузочную способность

При вычислении предварительной мощности трансформатора, учитывающий коэффициент аварийной перегрузки мы предварительно приняли силовой трансформатор мощностью 25 МВ· А. Допустимые систематические нагрузки трансформатора больше его номинальной мощности возможны за счет неравномерности нагрузки в течение суток. При недогрузке износ изоляции мал, а во время перегрузки значительно увеличивается.

Построение эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки подстанции

Для подсчета допустимой систематической нагрузки действительный график преобразуется в двухступенчатый. На графике, перегрузкой называется тепловой импульс.

Эквивалентная нагрузка трансформатора на рассматриваемом интервале времени определяется по уравнению:

=24,42 МВ· А

=29,14 МВ· А Для получения эквивалентного двухступенчатого графика значения мощностей для десятичасового периода предшествуюшего перегрузке и периоду перегрузки откладываются на графике полной мощности подстанции.

Далее определяются коэффициенты начальной нагрузки k1 и k2

k1= Sэкв.1 / Sн.тр. , k2 = Sэкв.2 / Sн.тр.

k1=24,42/25=0,97, k2 =29,14/25=1,16

Далее по графикам на рисунках известных k1 и длительности перегрузки (ti - tn)= tпер. определяется коэффициент допустимой перегрузки k2доп . Если окажется, что k2доп ? k2, то трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки.

Из таблицы по мощности трансформатора выбираем номер чертежа при эквивалентной температуре охлаждающей среды хохл=200C, Время перегрузочной нагрузки большего теплового импульса составляет 7 часов. На оси абсцисс отмечаем значение К1= 0,97 проецируем на график линии 7 часов и получаем К2доп= 1,28. из условия работы трансформатора в режиме перегрузки должно выполнятся условие: К2? К2доп. (1,16?1,28).Это условие выполняется, следовательно, мы можем принять трансформатор данной мощности 25 МВ· А.

Таким образом, выбранный трансформатор проходит по условию перегрузочной способности.

Список использованных источников

1.Правила устройства электроустановок РК. Министерство энергетики и минеральных ресурсов РК, 2004

2.РД 153−34.0−20.527−98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования/ под ред. Б. Н. Неклепаева.- М.:Изд-во НЦ ЭНАС, 2001

3. Конюхова Е. А. Электроснабжение объектов.-М.:Изд-во «Мастерство», 2001.

4. Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций.- М.:Энергоатомиздат, 1987

5.Ульянов С. А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах.-М.:Энергия, 1972

6.Лисовский Г. С., Хейфиц М. Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35−750.-М.: Энергия, 1977

7. Справочник по проектированию электроснабжения/под ред.

Ю.Г. Барыбина, Л. Е. Федорова, М. Г. Зименкова, А. Г. Смирнова.;

М.: Энергоатомиздат, 1990

8. Неклепаев Б. Н. Электрические станции .-М.: Энергия, 1976

9. Электрическая часть электростанций и подстанций/ справочные материалы под ред. Б. Н. Неклепаева. -М.: Энергия, 1978

10. Мельников Н. А. Электрические сети и системы.-М.: Энергия, 1975

11. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения/под ред. И. А. Баумштейна и М. В. Хомякова.-М.: Энергоиздат, 1981

12. Вакуумная коммутационная аппаратура. ФГУП «НПП Контакт»,

Россия г. Саратов, 2005

13.Высоковольтное оборудование. Карпинский электромашиносторительный завод, Россия г. Карпинск, 2005

14.Вакуумные выключатели ВВ/ТЕL, ОПН/TEL. Таврида Электрик, Россия г. Москва, 2005

15.3AQ2 High Voltage Circuit Breaker. Siemens, Р.О. Box 32 20 D-91 050

Erlangen. 2005

16.Gas-Insulated Switchgear from 72.5 to 800 kV. Box 32 20 D-91 050

Erlangen.2005

17. Техническая документация ЗАО ПФ «КТП-Урал», ISO 9001:2000,

Россия, Екатеринбург, 2005