Выбор мощности трансформаторов

 

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора необходимо располагать суточным графиком, отражающим как максимальную, так и среднесуточную активную нагрузки данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки.

Коэффициент нагрузки, или коэффициент заполнения суточного графика нагрузки, практически всегда меньше единицы:

 

 

В зависимости от характера суточного графика нагрузки, эквивалентной температуры окружающей среды, постоянной времени трансформатора и вида его охлаждения, допустимы систематические перегрузки трансформаторов.

Реальный график суточной нагрузки можно преобразовать в двухступенчатый, для чего его разбивают на интервалы, в которых нагрузка осредняется.

Эти интервалы могут составлять от 3 мин до 0,5 ч.Интегрированием определяют площадь под фактическим графиком, а затем строят эквивалентный.

Для графика изображенного на рисунке 4.2.1 выделяют периоды от 0 до20 ч и от 20 до 24 ч.

 

 

Первый период характеризуется коэффициентом начальной нагрузки k_н.н, второй период коэффициентом перегрузки k_пер. Допустимая нагрузка трансформатора зависит от начальной нагрузки, ее максимума и его продолжительности и характеризуется коэффициентом превышения (перегрузки), определяемым выражением

 

,

 

а коэффициент начальной нагрузки

 

,

 

где I_э.max – эквивалентный максимум нагрузки; I_э.н. – эквивалентная начальная нагрузка, определяемая за 10 часов, предшествующие началу ее максимума.

Эквивалентный максимум нагрузки(и эквивалентная начальная нагрузка) определяется по формуле

 

 

где α₁,α₂,α₃ – различные ступени средних значений нагрузок в долях номинального тока; t₁,t₂,t₃ – длительность этих нагрузок в ч.

Номинальная мощность трансформатора S_ном МВА на подстанции с числом трансформаторов n > 1 в общем виде определяется из выражения

 

 

где - расчетная мощность, МВт; P_max – суммарная активная максимальная мощность подстанции на пятом году эксплуатации, МВт; k_I-II – коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категории; k_пер - коэффициент допустимой аварийной перегрузки; cosφ – коэффициент мощности нагрузки.

Для двухтрансформаторной подстанции

 

.

 

Для сетевых подстанций, где в аварийном режиме до 25 % потребителей из числа малоответственных может быть отключено, k_I-II обычно принимается равным 0,75…0,85.

Коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформаторов k_н в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75, а коэффициент начальной нагрузки k_н.н – не более 0,93.

Коэффициент заполнения графика нагрузки определяется отношением:

 

 

где W – электропотребление; T – полное время по оси абсцисс.

Так как k_I-II < 1, а k_пер > 1, то их отношение k= k_I-II/ k_пер всегда меньше 1 и характеризует собой резервную мощность трансформатора, заложенную при выборе его номинальной мощности.

Таким образом, установленная мощность двухтрансформаторной подстанции

 

 

В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трансформатора для двухтрансформаторной подстанции с учетом k=0,7, т.е. с учетом условия

 

 

Таким образом суммарная установленная мощность двухтрансформаторной подстанции

 

При k=0,7 в аварийном режиме обеспечивается сохранение около 98 % P_max без отключения неответственных потребителей.

4.3 Технико-экономическое сравнение вариантов числа и мощности трансформаторов

 

Выше были выяснены перспективы роста нагрузок. При наличии данных по нагрузкам на пятый, десятый (а может быть и на пятнадцатый) год развития можно наметить варианты установки числа и мощности трансформаторов на 1-ый, 2-ой, 3-й период развития. Если таких данных нет, то сравниваются варианты по окончательному развитию нагрузки. В сравниваемых вариантах поэтапно определяются:

- капитальные затраты – K, во всех вариантах. Расчетная стоимость автотрансформаторов определяется по справочникам [4], [5], [6];

- годовые потери электроэнергии в автотрансформаторах [7], кВт•ч

где S_max.В, S_max.С, S_max.Н - максимальные нагрузки обмоток ВН, СН и НН.

Величины t_В, t_С, t_Н определяются по соответствующим T_max, которые были вычислены в п.3.2 по годовым графикам;

- стоимость годовых потерь на электрическую энергию - bDW,

где b - стоимость 1 кВт•ч потерь электроэнергии (в учебном проектировании можно принять b=0,8 коп/кВт•ч);

- приведенные расчетные затраты

 

З=p_н∙К+И,

 

где p_н - нормативный коэффициент экономической эффективности, принимаемый в энергетике равным 0,12;

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб/год.

 

 

где (p_а+p_о) - отчисления на амортизацию и обслуживание, %.

Для ПС 35¸150 кВ - 9,3 %, ПС 220 кВ и выше - 8,3 %.

Определив расчетные затраты в рассматриваемых вариантах, можно сделать вывод о наиболее экономичном варианте ПС.

Возможно рассмотрение вариантов поэтапного развития ПС. Подробно этот вопрос изложен в [6], § 4-3.

 

 

 

ВЫБОР СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ

5.1 Основные требования к главным схемам

 

Главная схема электрических соединений ПС выбирается на основании схем развития энергосистемы или схемы электроснабжения района, [1].

В проекте схема ПС выбирается на основании заданной схемы энергосистемы с учетом перспективы развития сетей на ВН, СН и НН.

Главная схема ПС должна:

- Обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей ПС и перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийном режиме.

- Учитывать перспективу развития.

- Допускать возможность расширения РУ всех напряжений.

- Учитывать требования противоаварийной автоматики.

- Обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

С учетом вышеизложенного выбираются типовые схемы РУ всех напряжений (см. [1], [3]).

Нетиповая главная схема ПС может быть принята только после технико-экономического обоснования.