Основные этапы проектирования электрических сетей и электроснабжения промышленных предприятий

Понятие о надежности электроснабжения Классификация электроприемников по надежности электроснабжения

 

Требования к электроснабжению электроприемников разных категорий по ПУЭ

1.2.19. Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независи­мых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автома­тического восстановления питания.

Для электроснабжения особой группы электроприемников пер­вой категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника пи­тания.

В качестве третьего независимого источника питания для осо­бой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников первой ка­тегории могут быть использованы местные электростанции, элект­ростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напря­жения), предназначенные для этих целей агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п.

Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить не­прерывность технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, спе­циальных устройств безаварийного останова технологического про­цесса, действующих при нарушении электроснабжения.

Электроснабжение электроприемников первой категории с осо­бо сложным непрерывным технологическим процессом, требую­щим длительного времени на восстановление нормального режи­ма, при наличии технико-экономических обоснований рекоменду­ется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического про­цесса.

Дать определение независимого источника по ПУЭ (п.1.2.10).

Прокомментировать его.

Нарисовать примеры схем электроснабжения для 1-й категории.

Прокомментировать назначение третьего независимого источника для электроприемников особой группы.

 

1.2.20. Электроприемники второй категории в нормальных ре­жимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независи­мых взаимно резервирующих источников питания.

Для электроприемников второй категории при нарушении элек­троснабжения от одного из источников питания допустимы пере­рывы электроснабжения на время, необходимое для включения ре­зервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Нарисовать примеры схем электроснабжения для 2-й категории (схемы с двумя секциями шин, схемы магистральной линии с двухсторонним питанием. Секционированной разъединителями и др.).

 

1.2.21. Для электроприемников третьей категории электроснаб­жение может выполняться от одного источника питания при усло­вии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

Прокомментировать электроснабжение добывающих скважин.

5. Технико-экономические расчеты при сравнении вариантов

При проектировании электрических сетей и систем электроснабжения промышленных предприятий характерна многовариантность решения задач. Для выбора наиболее целесообразного варианта применяют технико-экономические расчеты.

В процессе курсового проектирования такие расчеты выполняются (в зависимости от задания на проектирование) в следующих случаях:

1) при выборе наиболее рациональной схемы питающей или распределительной сети;

2) при выборе уровня напряжения в системе внешнего или внутреннего электроснабжения;

3) при выборе числа и мощности силовых трансформаторов;

4) при разработке мероприятий по КРМ;

5) при разработке мероприятий по экономии электроэнергии.

При технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты, т.е. такие, в которых потребитель получает электроэнергию заданного качества при заданной степени надежности.

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных (к одному году) затрат. Если намеченный срок строительства не более одного года, а ежегодные затраты на эксплуатацию постоянны, то приведенные затраты З определяются по формулам

З = Е_НК + И, (3.1)

где Е_Н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (коэффициент приведения), равный 0,12 для бюджетных организаций;

К - единовременные капиталовложения по рассматриваемому варианту;

И - ежегодные издержки (эксплуатационные расходы) при нормальной эксплуатации.

При сравнении вариантов капиталовложения определяют по укрупненным показателям стоимости (УПС) линий, трансформаторов, распределительных ячеек, распределительных устройств и подстанций в целом. В УПС входит стоимость оборудования, стоимость строительной части и стоимость монтажных работ. Для основных элементов схемы электроснабжения УПС приведены в приложении 3 учебного пособия 1997 г издания [].

Ежегодные издержки определяются по выражению

И = И_А + И_Э + С_П, (3.2)

где И_А - амортизационные отчисления;

И_Э- расходы на эксплуатацию за год;

С_П - стоимость потерь электроэнергии за год.

Амортизационные отчисления включают издержки на капитальный ремонт и на накопление средств, необходимых для замены (реновации) изношенного и морально устаревшего оборудования. Определяются по формуле

И_а = ,

где Е_А - коэффициент (норма) амортизационных отчислений.

Расходы на эксплуатацию содержат отчисления на текущий ремонт (замена изоляторов, окрашивание опор и кожухов оборудования подстанций, периодические осмотры и профилактические испытания) и отчисления на обслуживание (зарплата, транспортные средства, жилые дома для персонала и т.д.). Обычно учитываются только отчисления на текущий ремонт, так как заработная плата и другие расходы на обслуживание одинаковы [7].

При этом

И_Э = ,

 

где Е_Т.Р - коэффициент (норма) отчислений на текущий ремонт.

Коэффициенты Е_Н, Е_Э, Е_ТР для различных элементов системы электроснабжения приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Нормативные коэффициенты Е_Н и нормы отчислений

на амортизацию Е_а и текущий ремонт Е_ТР

Элементы системы электроснабжения	Значения коэффициентов, доли ед.
	ЕА	ЕТР	ЕН	Е=ЕН+ЕТР+ЕА
ВЛ 35 - 160 кВ
на металлических и железобетонных опорах	0,028	0,004	0,12	0,152
на опорах из пропитанной древесины	0,053	0,01	0,12	0,183
на деревянных опорах с железобетонными пасынками	0,042	0,01	0,12	0,172
Кабельные линии в земле и под водой:
до 10 кВ включительно	0,03	0,015	0,12	0,165
35 кВ	0,041	0,02	0,12	0,181
110 кВ и выше	0,022	0,02	0,12	0,162
Кабельные линии, проложенные в помещении, а также открыто по эстакадам или конструкциям:
до 10 кВ включительно	0,024	0,01	0,12	0,152
35 кВ	0,033	0,005	0,12	0.158
Электродвигатели мощностью:
до 100 кВт	0,102	0,017	0,12	0,239
выше 100 кВт	0,074	0,01	0,12	0,204
Силовое электротехническое оборудование, распредустройства и подстанции	0,063	0,01	0,12	0,193
Токопроводы 6 - 10 кВ	0,03	0,01	0,12	0,16
Аккумуляторы станционные	0,154	0,02	0,12	0,294
То же, при непрерывном заряде	0,092	0,01	0,12	0,222
Измерительные и регулирующие приборы и устройства	0,12	0.01	0,12	0,25
Батареи статистических конденсаторов	0,075	0,008	0,12	0,203

 

Стоимость потерь электроэнергии в электрической сети рассматриваемого варианта определяется по выражению

 

, (3.3)

 

где a - основная ставка двухставочного тарифа, в рублях на киловатт;

b - дополнительная плата за 1 кВт час в копейках, принимаются по прейскуранту 09 - 01 "Тарифы на электрическую и тепловую энергию".

Значения a и b для некоторых энергосистем приведены в таблице 3.2. Значения приведены для того же года (1989), что и УПС в приложении 3 учебного пособия []. Поэтому пересчитывать стоимость электроэнергии к текущему году при экономическом сравнении вариантов не обязательно.

Если при расчете нагрузок потери мощности холостого хода трансформаторов учтены при определении расчетных мощностей, то значение потерь холостого хода D P ₀ при определении стоимости потерь можно не учитывать. В этом случае формула для стоимости потерь принимает вид

 

, (3.4)

 

где - потери электроэнергии за год.

 

Число часов использования максимума потерь t_М зависит от числа часов использования максимума нагрузки Т_M и коэффициента мощности нагрузки. Его приближенное значение при cos j = 0,8 можно определить по формуле

. (3.5)

Таблица 3.2

Тарифы на электрическую энергию, отпускаемую

промышленным потребителям

Двухставочный тариф
a - основная плата за 1 кВт максимальной нагрузки, руб	b - дополнительная плата за 1 кВт ч, коп	Объединенные группы энергосистем	Энергосистема
	0,5	II	Кузбассэнерго, Новосибирскэнерго, Омскэнерго, Алтайэнерго, Павлодарэнерго
	0,9	III	Куйбышевэнерго, Саратовэнерго, Татэнерго, Волгоградэнерго, Грозэнерго, Башкирэнерго, Пермьэнерго, Свердловскэнерго, Челябэнерго, Карагандаэнерго
	1,1	IV	Оренбургэнерго, Тюменьэнерго, Удмуртэнерго, Южказэнерго
	1,5	VII	Архангельскэнерго, Комиэнерго

 

Число часов использования максимума активной нагрузки принимают в зависимости от сменности по таблице 3.3.

 

Таблица 3.3.

Значения Т_М и t_М.

Режим работы	ТМ	tМ при cos j
		0,8
Односменный	1500-2000	650-920	500-700
Двухсменный	2500-4000	1250-2400	950-2050
Трехсменный	4500-6000	2900-4550	2500-4000
Непрерывный	6500-8000	5200-7500	4500-7000

 

При сравнении трех и более вариантов выбирают вариант с наименьшими приведенными затратами по (3.1), причем при расчетах затрат обычно исключают затраты на одинаковые элементы. Приведенные затраты для оптимального варианта должны быть меньше приведенных затрат по другим вариантам не меньше чем на 5 - 10 %. При сравнении небольших сетей или отдельных объектов варианты считаются равноэкономичными, если разница между приведенными затратами меньше 5 % [23]. Выбор вариантов из числа равноценных осуществляют на основе качественных показателей, которые не имеют непосредственного стоимостного выражения. Вариант системы электроснабжения обладает более высокими качественными показателями, если у него, например, выше номинальное напряжение сети, меньше потери мощности и напряжения в сети, более благоприятные условия для монтажа и т.д.

При сравнении двух вариантов, в случае K₂>K₁ и U₁>U₂, используют формулу срока окупаемости

, (3.6)

где К ₁ и К ₂ - капитальные вложения в вариантах;

И ₁ и И ₂ - ежегодные эксплуатационные расходы в тех же вариантах.

Экономически целесообразный срок окупаемости называют нормативным

Т_Н = 1 / Е_Н..

Для бюджетных организаций при Е_Н = 0,12 Т_Н = 8,3 лет.

Вычисленный по (3.6) срок окупаемости сравнивают с нормативным. При Т_ОК»Т_Н варианты считают равноэкономичными. При Т_ОК < Т_Н экономичным будет вариант с большими капитальными вложениями и меньшими годовыми эксплуатационными расходами. При Т_ОК > Т_Н экономичным будет вариант с меньшими капитальными затратами.

При исчислении приведенных затрат следует учитывать все составляющие, которые могут иметь место, но которые не входят в УПС.

1. Следует учитывать стоимость дополнительной территории, необходимой для размещения сетей и подстанций, если она разная в вариантах. Эта стоимость может быть оценена в 12 -15 руб. / м² (в ценах 1989 г.).

2. Необходимо учитывать затраты на компенсацию реактивной мощности, которые могут отличаться в разных вариантах вследствие различных экономических значений реактивной мощности Q _Э, задаваемых энергосистемой (в вариантах с разными напряжениями питающей сети). Поэтому при рассмотрении вариантов в (5.1) включаются приведенные затраты на компенсацию реактивной мощности и формула приведенных затрат принимает вид

 

З = Е_НК + И +З_К, (3.7)

 

где З_К = З_УД._К Q_Э (3.8)

 

приведенные затраты на компенсацию; удельные затраты, руб/кВАр; Q_Э - экономическое значение реактивной мощности.

При отсутствии точных данных удельные затраты З_Уд.К можно принять равными 3,5 руб. / кВАр. в год [25].

3. При сравнении вариантов электроснабжения с вторичными напряжениями распределительных сетей 6 кВ и 10 кВ следует учитывать удорожание электродвигателей 10 кВ и ухудшение их КПД по сравнению с электродвигателями 6 кВ. При отсутствии конкретных данных это удорожание может быть принято 2,14 руб. / кВт [25]. Удорожание по варианту в целом получается на величину

 

,

где SÐ_НОМ - суммарная номинальная мощность электродвигателей, которые могут быть выбраны на 10 кВ.

Стоимость дополнительных потерь в рублях в год в электродвигателях 10 кВ можно ориентировочно определить по формуле

 

,

 

где 0,0055 - среднее увеличение потерь на 1 кВт номинальной мощности электродвигателя в киловаттах на ватт;

т = С = t_т - стоимость 1 кВт потерь (рубль/киловатт).

 

Самостоятельное изучение

8. 9. Общие требования к воздушным и кабельным линиям

При выборе воздушных и кабельных линий (ВЛ и КЛ) в общем случае учитываются следующие требования: необходимая прочность изоляции; технико-экономическая целесообразность; соответствие окружающей среде и роду установки; допустимый нагрев токами длительного режима; термическая стойкость в режиме короткого замыкания (для КЛ и шин); достаточная механическая прочность (для ВЛ и шин); допустимые потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах, а также при пуске и самозапуске электродвигателей.

Исходными данными для выбора ВЛ и КЛ являются;

- назначение линии;

- напряжение сети;

- условия окружающей среды;

- расчетные токи нагрузки в нормальном и послеаварийном режимах;

- число часов использования максимума нагрузки;

- допустимые потери напряжения;

- установившийся ток короткого замыкания (для КЛ);

- длительность протекания тока КЗ или время отключения выключателя и выдержки времени релейной защиты (для КЛ).

При проектировании ВЛ выбирается:

- марка провода и тип опор;

- сечение провода.

При проектировании КЛ выбирается:

- способ прокладки (канализация) КЛ;

- марка кабеля;

- сечение провода КЛ.

Выбор числа трансформаторов

При выборе числа трансформаторов на подстанциях необходимо учитывать, во-первых, требования к надежности электроснабжения потребителей I-й, II-й и III-й категорий, и, во-вторых, возможности обеспечения резервирования по электрическим сетям вторичного напряжения. При этом исходными данными для выбора числа трансформаторов на подстанциях являются: доля потребителей I-й, II-й и III-й категорий по степени надежности электроснабжения в суммарной расчетной мощности предприятия и варианты возможных схем внешнего и внутреннего электроснабжения, обеспечивающие требуемую степень резервирования.

На ГПП и ПГВ, как правило, устанавливается два силовых трансформатора. Это, во-первых, обеспечивает надежное питание потребителей всех категорий. А во-вторых, по сравнению с тремя трансформаторами значительно упрощает схему и конструкцию подстанции.

Однотрансформаторные ГПП и ПГВ допускается применять только при возможности обеспечения резервирования нагрузок I категории по сетям вторичного напряжения от соседних ГПП, ТЭЦ или от других независимых источников питания [3. 20].

Подстанции 35-110 кВ (ГПП, ПГВ) с числом силовых трансформаторов более двух применяются, когда нельзя обеспечить надежное питание из-за особенностей технологического режима или по условиям роста нагрузок, например:

- для питания электроприемников нефтеперекачивающих станций (НПС) двух нефтепроводов, расположенных на одной площадке, рекомендуется применять подстанции с тремя трансформаторами с расщепленными вторичными обмотками без РУ 6(10) кВ подстанции. Причем РУ-6(10) кВ НПС-1 и НПС-2 питаются каждое от одного трансформатора по двум линиям; третий трансформатор находится в горячем резерве и подключен к РУ 6(10) кВ НПС-1 и НПС-2 двумя линиями [24];

- для питания электроприемников НПС трех нефтепроводов, расположенных на одной площадке, рекомендуется применять подстанции с четырьмя трансформаторами с расщепленными вторичными обмотками без РУ 6(10) кВ подстанции. Причем РУ-6(10) кВ НПС-1, НПС-2 и НПС-3 питаются каждое от одного (своего) трансформатора по двум линиям; четвертый трансформатор находится в горячем резерве и подключен к РУ 6(10) кВ НПС-1, НПС-2 и НПС-3 двумя линиями [24];

- на стадии реконструкции по условиям дальнейшего роста нагрузок, когда технически и экономически целесообразной является установка третьего трансформатора вместо замены одного (или обоих) из работающих трансформаторов на трансформатор большей мощности [ 20].

Если третий (четвертый) трансформатор питается при этом от независимого источника питания, то при соответствующем построении схемы на стороне 6(10) кВ можно обеспечить достаточную надежность питания электроприемников особой группы.

Выбор числа (и мощности) распределительных (цеховых) трансформаторов в общем случае должен производиться на основании технико-экономических расчетов исходя из удельной плотности нагрузки, полной расчетной нагрузки объекта (корпуса, цеха, отделения), стоимости электроэнергии и других факторов [3]. В большинстве случаев на промышленных предприятиях применяются одно или двухтрансформаторные подстанции.

Однотрансформаторные распределительные подстанции следует применять [20]:

- для питания электроприемников III–й категории, которые в соответствии с ПУЭ допускают питание только от одного нерезервированного источника питания;

- для питания электроприемников любых категорий при наличии резервных связей на вторичном напряжении, обеспечивающих необходимую степень надежности для электроприемников I-й и II-й категорий, и при условии, что доля нагрузок I-й категории составляет не более 15-20% [спэ ].

Двухтрансформаторные распределительные подстанции следует применять [20]:

- при значительной мощности нагрузок I-й категории;

- при трехсменной (или непрерывном режиме) работе электроприемников II-й категории.

Подстанции с большим числом трансформаторов применяются редко. Хотя следует иметь в виду, что распределительные подстанции с числом трансформаторов более двух повышают надежность электроснабжения и во многих случаях более целесообразны, чем двух трансформаторные подстанции [20].

Режим циклических нагрузок

Режим нагрузки с циклическими изменениями (обычно цикл равен суткам), который определяют с учетом среднего значения износа за продолжительность цикла. Режим циклических нагрузок может быть режимом систематических нагрузок или режимом продолжительных аварийных перегрузок.

Режим систематических нагрузок - режим, в течение части цикла которого температура охлаждающей среды может быть более высокой и ток нагрузки превышает номинальный, однако с точки зрения термического износа такая нагрузка эквивалентна номинальной нагрузке при номинальной температуре охлаждающей среды. Это достигается за счет понижения температуры охлаждающей среды или тока нагрузки в течение остальной части цикла. Нагрузка (перегрузка) трансформатора, которая допускается его нагрузочной способностью и которая за продолжительность цикла графика нагрузки не вызывает сокращения нормируемого срока службы трансформатора (за счет пониженного износа в часы пониженной нагрузки) называется систематической. Режим, в течение части цикла которого температура охлаждающей среды может быть более высокой и ток нагрузки превышает номинальный, однако с точки зрения термического износа такая нагрузка за время цикла (сутки) эквивалентна номинальной нагрузке, называют режимом систематических нагрузок.

При планировании нагрузок этот принцип может быть распространен на длительные периоды, в течение которых циклы со скоростью относительного износа изоляции более единицы компенсируются циклами со скоростью износа менее единицы.

Режим продолжительных аварийных перегрузок -режим нагрузки, возникающий в результате продолжительного выхода из строя некоторых элементов сети, которые могут быть восстановлены только после достижения постоянного значения превышения температуры трансформатора. Допустимая продолжительность такой нагрузки больше тепловой постоянной времени трансформатора. Предполагается, что такой режим будет возникать редко, однако может длиться в течение недель или даже месяцев и вызывать значительный термический износ. Тем не менее, такая нагрузка не должна быть причиной аварии вследствие термического повреждения или снижения электрической прочности изоляции трансформатора.

Режим кратковременных аварийных перегрузок -режим чрезвычайно высокой нагрузки, вызванный непредвиденными воздействиями, которые приводят к значительным нарушениям нормальной работы сети. При этом температура наиболее нагретой точки проводников достигает опасных значений и в некоторых случаях происходит временное снижение электрической прочности изоляции. Допустимая продолжительность такой нагрузки меньше тепловой постоянной времени трансформатора и зависит от достигнутой температуры до перегрузки; обычно продолжительность перегрузкисоставляет менее получаса. Их необходимо по возможности быстрее снизить или на короткое время отключить трансформатор во избежание его повреждения.

В ПУЭ [1] введены определения двух длительных режимов потребителя: нормального и послеаварийного. Нормальный режим потребителя электрической энергии – это режим, при котором обеспечиваются заданные значения параметров его работы. Послеаварийный режим – это режим, в котором находится потребитель электрической энергии в результате нарушения в системе его электроснабжения до установления нормального режима после ликвидации отказа. Если послеаварийный режим потребителя обусловлен выходом из строя одного из трансформаторов, то его продолжительность будет определяться временем ремонта или замены поврежденного трансформатора.

Проведем параллель между режимами потребителя и режимами нагрузок трансформатора.

Режим систематических нагрузок трансформатора возникает в нормальном режиме схемы электроснабжения потребителя при условии, что в какие-то интервалы времени суток ток нагрузки трансформатора превышает номинальный.

Режим продолжительных аварийных перегрузок трансформатора возникает в послеаварийном режиме системы электроснабжения потребителя, когда один из трансформаторов находится в ремонте, а второй воспринял на себя его нагрузку, при условии, что температура наиболее нагретой части обмотки и температура масла превысили нормально допустимые значения, но остаются меньше предельно допустимых значений. При этом нет опасности термического повреждения или снижения электрической прочности изоляции трансформатора, но имеет место повышенный термический износ трансформатора. Поэтому величина и длительность продолжительных аварийных перегрузок трансформатора в послеаварийном режиме потребителя должны быть ограничены, например, за счет разгрузки трансформатора путем отключения части электроприемников на все время ремонта или только в часы суточного максимума нагрузки трансформатора. Таким образом, в общем случае режим продолжительных аварийных перегрузок трансформатора возникает в послеаварийном режиме системы электроснабжения потребителя после разгрузки трансформатора путем отключения части электроприемников.

Режим кратковременных аварийных перегрузок возникает вследствие увеличения мощности нагрузки трансформатора вследствие срабатывания АВР при аварийном отключении одного из трансформаторов в интервале времени от срабатывания АВР до разгрузки трансформатора при условии, что температура наиболее нагретой части обмотки или температура масла превысили предельно допустимые значения. В режиме реального времени режим кратковременных аварийных перегрузок является промежуточным режимом между нормальным и послеаварийным режимами потребителя.

Выбор числа трансформаторов рассмотрен в подразделе 7.2 настоящего пособия, выбор типа и исполнения трансформаторов - в подразделе 7.3, выбор мощности трансформаторов и проверка на допустимые перегрузки рассмотрены в подразделе 7.4.

Нагрузочная способность трансформатора – это свойство трансформатора нести нагрузку сверх номинальной при определенных условиях эксплуатации (предшествующей нагрузке трансформатора, температуре охлаждающей среды) называют нагрузочной способностью [12].

Режим допустимых систематических нагрузок. Режим систематических перегрузок допустим неограниченное время, если:

- износ изоляции за время цикла не превышает номинального (Н_РАСЧ < 24 часов);

- температура верхних слоев масла Q_М <95⁰С;

- температура верхней наиболее нагретой точки обмотки Q_ННТ <140⁰С;

- наибольший ток нагрузки не более 1,5 I_НОМ (К_З.М<1.5).

Режим допустимых продолжительных аварийных перегрузок. Если износ изоляции за сутки Н_РАСЧ > 24 часов. то режим перегрузки относят к аварийным, Режим аварийных перегрузок допустим. если

–если продолжительность его за время цикла не превышает расчетную допустимую (Т_ПЕР<Т_ДОП);

- температура верхних слоев масла Q_М <115⁰С;

- температура верхней наиболее нагретой точки обмотки Q_ННТ <160⁰С;

- наибольший ток нагрузки не более 2.0 (I_НОМ (К_З.М<2,0).

Режим допустимых кратковременных аварийных перегрузок – нормируется ПТЭЭП.

2.1.21. В аварийных режимах допускается кратковременная перегрузка трансформаторов сверх номинального тока при всех системах охлаждения независимо от длительности и значения предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды в следующих пределах:

 

Масляные трансформаторы:

 

перегрузка по току, % 30 45 60 75 100
длительность перегрузки, мин. 120 80 45 20 10

 

Сухие трансформаторы:

 

перегрузка по току, % 20 30 40 50 60
длительность перегрузки, мин. 60 45 32 18 5.

 

Ограничения тока и температуры при нагрузках, превышающих номинальную по ГОСТ

При нагрузке, превышающей номинальную, в ГОСТ 14209 [11] рекомендуется не превышать предельные значения тока и температуры, приведенные в таблице.

 

Предельные значения температуры и тока для режимов нагрузки, превышающей номинальную

Тип нагрузки	Трансформаторы
распределительные	средней мощности
Режим систематических нагрузок
Ток, отн. ед.	1,5	1,5
Температура наиболее нагретой точки обмотки, °С
Температура масла в верхних слоях, °С
Режим продолжительных аварийных перегрузок
Ток, отн. ед.	1,8	1,5
Температура наиболее нагретой точки обмотки, °С
Температура масла в верхних слоях, °С
Режим кратковременных аварийных перегрузок
Ток, отн. ед.	2,0	1,8
Температура наиболее нагретой точки обмотки, °С	-
Температура масла в верхних слоях, °С	-

 

Не следует превышать приведенные в таблице 6.3 предельные значения тока нагрузки, температуры наиболее нагретой точки обмоток и температуры масла в верхних слоях. Для распределительных трансформаторов мощностью не более 2500 кВ×А для режимов кратковременных аварийных перегрузок предельные значения температуры масла в верхних слоях и наиболее нагретой точки не установлены, так как на практике невозможно контролировать продолжительность аварийной перегрузки распределительных трансформаторов. Следует иметь в виду, что при температуре наиболее нагретой точки, превышающей 140-160 °С, возможно выделение пузырьков газа, снижающих электрическую прочность изоляции трансформатора.

 

13. Последовательность и предварительное определение мощности силовых трансформаторов.

 

Выбор оптимальной мощности трансформаторов должен производиться в соответствии с величиной и характером электрических нагрузок. При этом должны быть учтены как экономические требования (в нормальном режиме), так и возможные в эксплуатации кратковременные и длительные перегрузки.

Различают выбор мощности распределительных трансформаторов и трансформаторов ГПП.

Выбор мощности распределительных трансформаторов должен производиться на основании технико-экономических расчетов. Предварительный выбор мощности производится либо по удельной плотности нагрузки, либо по рекомендуемым коэффициентам загрузки..

Определение мощности трансформаторов по удельной плотности нагрузок производится для цехов при известной плотности нагрузки в кВА/(квадратный метр). При плотности нагрузки менее 0,2 кВА/м² целесообразно применять трансформаторы мощностью 1000 кВА и менее. При плотности нагрузки 0,2 кВА/м² и более целесообразно применять трансформаторы мощностью 1600-2500 кВА.

Определение мощности трансформаторов по коэффициенту загрузки производится при отсутствии данных об удельной плотности нагрузок. В том числе, как для цехов, так и для промысловых объектов, При этом для трансформаторов распределительных подстанций следует, как правило, принимать следующие коэффициенты загрузки:

- для объектов с преобладающей нагрузкой I категории при двухтрансформаторных подстанциях - 0,65-0,7;

- для цехов с преобладающей нагрузкой II категории при однотрансформаторных подстанциях с взаимным резервированием трансформаторов - 0,7-0,8;

- для цехов с преобладающей нагрузкой II категории при возможности использования централизованного резерва трансформаторов и для цехов с нагрузками III категории - 0,9-0,95.

Предварительный выбор мощности трансформаторов ГПП и ПГВ следует производить в соответствии с нормами технологического проектирования понижающих подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ. При этом при выходе из работы одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор должен обеспечивать работу предприятия на время замены выбывшего трансформатора с учетом возможного ограничения нагрузки без ущерба для основной деятельности предприятия и с использованием допустимой перегрузки трансформатора.

Наивыгоднейшая мощность трансформатора соответствует минимуму приведенных затрат, которые учитывают капитальные затраты на строительство и монтаж трансформаторных подстанций (включая стоимость трансформаторов) и текущие затраты, связанные с эксплуатацией, в том числе и стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.

С другой стороны известно, что минимальные потери мощности в трансформаторе имеет место при коэффициенте загрузки

,

где Р_О и Р_К - паспортные значения потерь мощности в стали (потери холостого хода) и в обмотках (нагрузочные потери). Для понижающих силовых трансформаторов, применяющихся в электрических сетях промышленных предприятий, значения b_Э находятся в интервале 0,36 - 0,59. Однако при такой низкой загрузке трансформаторов возрастает установленная мощность трансформатора, а следовательно и доля капитальных затрат на трансформаторы. Поэтому оптимальный коэффициент загрузки трансформаторов b, учитывающий не только потери мощности в трансформаторе, ни и потери мощности в питающей сети, капитальные затраты на строительство и монтаж трансформаторных подстанций, как правило выше, чем b_Э. На стадии проектирования рекомендуется для трансформаторов ГПП b = 0,65-7 [13].

При этом номинальная мощность трансформаторов распределительных подстанций и трансформаторов ГПП определяется по выражению

, (6.1)

где S_T - полная расчетная мощность нагрузки, передаваемая через N трансформаторов, на пятый год эксплуатации.

Для ГПП в качестве S_T рекомендуется принимать расчетную (максимальную) мощность S_Р (S_М) получасового максимума, а для всех остальных трансформаторов, в том числе для распределительных подстанций, - среднюю мощность S_СМ за наиболее нагруженную смену.

При температуре охлаждающей среды, отличающейся от стандартной (20^оС), при выборе номинальной мощности трансформатора должна быть учтена температура охлаждающей среды. Температура охлаждающей среды влияет на тепловой режим трансформатора, а, следовательно, и на допустимый коэффициент нагрузки. Если температура охлаждающей среды отличается от стандартной, а нагрузка трансформатора в течение некоторого времени значительно не изменяется, то при расчете допустимой нагрузки трансформатора в ГОСТ 14209 [11] рекомендуется пересчитать допустимый ток (мощность) нагрузки. При этом значение приемлемого коэффициента нагрузки b в формуле (6.1) можно умножить на коэффициент учета температуры. Значения этого коэффициента для продолжительного режима приведены в таблице 6.1 для различных температур охлаждающей среды [11].