Метод средней мощности и коэффициента формы

Расчётные нагрузки равны

,

, (4.21)

при этом рекомендуется принимать по опытным данным предприятий с аналогичной технологией производственных процессов.

Таким образом, на ступени (2) (рисунок 4.3) расчётную нагрузку приёмников можно определить по одному из рекомендуемых методов и при этом необходимо ещё учесть осветительную нагрузку и , а также установленную мощность компенсирующих реактивную мощность устройств

. (4.22)

По этой нагрузке определяется сечение линий подключённых к шинопроводам РУ-0,4 и ШРА (см. рисунок 4.3).

Расчётная нагрузка ступени (3)(рисунок 4.3, шины НН низкого напряжения цеховых трансформаторных подстанций ТП) равна: сумме потребляемых мощностей за наиболее нагружаемую смену по всем линиям, подключенным к шинам НН цеховых ТП или может быть определена по графику нагрузки для рассматриваемой ступени схемы электроснабжения методом, изложенным в п 3.4.

По этой нагрузке – , выбирают мощность и число трансформаторов цеховых подстанций, сечение шин цехового ТП, коммутационно-защитную аппаратуру на стороне НН.

Расчётная нагрузка на ступени (4)(сторона высокого напряжения ВН цеховой ТП) определяется по нагрузке ступени (3) с учётом потерь в трансформаторах цеховых подстанций

. (4.23)

При отсутствии данных о потерях трансформаторов предварительно можно принять

, (4.24)

где .

По мощности выбирают сечения линий питания цеховых ТП и коммутационно-защитную аппаратуру этих линий.

Расчётная нагрузка ступени (5)соответствует суммарной нагрузке секции шин главного распределительного пункта (ГРП), состоящей из нагрузок ступени (4); из суммарной расчётной мощности силовых приёмников напряжением выше 1000 В, и _, из суммарной мощности расходуемой на освещение территории предприятия и , с учётом установленной мощности подключённых к шинам ГРП компенсирующих устройств и потерь активной мощности в них

, (4.25)

, (4.26)

где К_рм – коэффициент разновременности максимумов нагрузки.

По мощности S_p5 определяют сечение питающих линий, сборных шин ГРП и соответствующую коммутационную защитную аппаратуру.

Нагрузку на ступень (6) –шины НН главной понижающей подстанции ГПП – составляют нагрузки отходящих от шин ГПП линий

. (4.27)

Эта нагрузка представляет собой полную расчётную мощность предприятия и по ней определяется мощность и число трансформаторов ГПП.

Нагрузки на ступени (7)используются для определения сечения питающих линий ГПП

, (4.28)

где и – потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах ГПП.

4.3 Характерные схемы электроснабжения промышленных предприятий

В зависимости от установленной мощности электроприёмников различают объекты большой [(75 –100) МВт и выше], средней от 5 до 75 МВт и малой (до 5 МВт) мощности, на которых чаще всего применяется одно- и двухуровневое распределение входящего потока электроэнергии.

Первым уровнем распределенияявляется сетевое звено между источником питания предприятия (это может быть узловая распределительная подстанция УРП, ТЭЦ и т.п.) и ГПП (или подстанцией глубокого ввода ПГВ), если распределение электроэнергии проводится при напряжении 110 кВ и выше. Если же энергия распределяется при напряжении (6 –35) кВ, то первый уровень составляет звено между ГПП и РП (рис. 4.3).

Вторым уровнем распределения обычно является сетевое звено между ГРП (или РП и РУ ПГВ) и цеховыми ТП, а также между самостоятельными высоковольтными [на (6-10) кВ] электроприёмниками. Таким образом, число уровней по сути дела – это число преобразований напряжения от входа питания до электроприёмника.

На рассмотренных уровнях электроснабжения могут применяться упрощённые схемы подстанций (ГПП и ПГВ) без сборных шин на первичном напряжении. Это блочные схемы,питаемые непосредственно от районных электросетей энергосистемы при напряжениях (35 –220) кВ.

Особенно часто такие схемы применяются на больших и средних предприятиях при устройстве глубоких вводов, так как приближение пунктов питания с высоким напряжением к потребителям большой мощности в условиях значительных территорий крупных предприятий, даёт ощутимую экономию цветных металлов.

Пример такой схемы представлен на рисунке 4.4. В этой схеме каждый трансформатор питается по отдельной радиальной линии, снабженной разъединителями QS, QSG, короткозамыкателями QN и отделителями QR. Под действием релейной защиты от внутренних повреждений в трансформаторе, к которой нечувствительна защита головного участка линии и его выключателя (на рисунке не показаны), включается короткозамыкатель QN, происходит искусственное короткое замыкание, вызывающее отключение выключателя на головном участке линии. Таким образом, выключатель защищает не только головной участок линии питания, но и трансформатор. Установленное на выключателе устройство автоматического повторного включения АПВ после двух неудачных попыток восстановления питания отключает линию, отделитель QR «отделяет» трансформатор от линии, а видимое указание отключения и обеспечение безопасного обслуживания трансформатора выполняется разъединителями QS, QSG.

Схемы с одной системой сборных шин также применяются на обоих уровнях электроснабжения.

На первом уровне такие схемы устраиваются тогда, когда нельзя обойтись без выключателей и сборных шин.

Рисунок 4.4 – Схема подстанции на разъединителях, отделителях и короткозамыкателях.

На первом уровне такие схемы устраиваются тогда, когда нельзя обойтись без выключателей и сборных шин. Они содержат секционированную систему сборных шин С1 и С2 (рисунок 4.5) на (110 – 220) кВ. Соединение секций осуществляется выключателем и двумя разъединителями. Схемы монтируются в распределительных устройствах (РУ) первичной стороны ГПП.

На втором уровне электроснабжения могут применяться схемы с одной системой шин как секционированной, так и несекционированной.

Секционируют сборные шины разъединителями (рисунок 4.6) или выключателями (рисунок 4.7), а при напряжении до 1000 В – автоматическими выключателями.

Рисунок 4.5 – Схема распределительного устройства (110 – 220) кВ с одной секционированной системой шин

В большинстве случаев бывает достаточно двух секций. Каждая секция питается отдельной линией или отдельным трансформатором. Секции работают раздельно и секционные аппараты нормально выключены, так как параллельная работа линий и трансформаторов допускается редко из-за вероятности возникновения циркуляции уравнительных токов по параллельным путям.

Секционирование разъединителями применяют при отсутствии автоматического резервирования линий или трансформаторов. При применении выключателей и автоматических выключателей можно осуществлять автоматическое включение резерва (АВР), что позволяет осуществлять питание элетроприёмников любой категории вплоть до первой.

Рисунок 4.6 – Схема подстанции с одной секционированной разъединителями системой шин.

Рисунок 4.7 – Схема подстанции с одной системой шин, секционированной выключателями.

Схема с одной несекционированной системой шин (рисунок 4.8) применяется для питания электроприёмников 3-й категории: при необходимости ревизии или ремонта шин и коммутирующей аппаратуры приходится отключать всю подстанцию и прекращать питание подключённых к ней электроприёмников.

Кроме того, в случае короткого замыкания на линиях или любом ответвлении от них до коммутирующего аппарата также прекращается питание всех подключенных электроприёмников до устранения повреждения.

Рисунок 4.8 – Схема подстанции с одной несекционированной системой шин

Схемы с двумя системами сборных шин применяются как на первом, так и на втором уровнях электроснабжения (рисунок 4.9, рисунок 4.10).

Рисунок 4.9 – Схема распределительного устройства (110 – 220) кВ с двумя системами сборных шин

Рисунок 4.10 – Пример выполнения крупной ГПП с двумя системами шин на вторичных напряжениях

РУ с двумя системами сборных шин на высокой стороне до 220 кВ применяются на очень мощных подстанциях крупных предприятий с большим числом присоединений, включая транзитные линии, а также в случаях, когда резервирование питания электроприёмников 1-ой категории невозможно при одной секционированной системе шин. Как на первом, так и на втором уровнях схемы с двумя системами сборных шин позволяют развивать и ремонтировать сборные шины без перерыва питания электроприёмников, выделять одну систему шин для испытаний оборудования и линий, осуществлять различные группировки цепей и присоединений, быстро восстанавливать питание электроприёмников при повреждении одной системы шин. Каждый выключатель при помощи шинных разъединителей (на схемах рисунков 4.9 и 4.10 разъединители не показаны) может быть присоединён к любой системе шин.

Рисунок 4.11 – Подстанция с обходной системой шин на напряжение (110 – 220) кВ

Как видно из рисунка (4.11), схема позволяет вывести в ремонт или ревизию любую систему шин и любой выключатель без перерыва питания. Это достигается с помощью обходного выключателя (ВО) и межсекционного выключателя (ВС).

Но РУ с двумя системами шин обладают существенными недостатками: они дороги, сложны в эксплуатации и требуют сложных блокировок. Последнее связано с тем, что как показывает анализ аварий, вызванных ошибками персонала при операциях с шинными разъединителями, значительная их часть происходит вследствие неправильных переключений при переводе присоединений с одной системы шин на другую. Указанные недостатки ограничивают применение рассмотренной схемы.

Схемы с обходной системой шин применяются на первом уровне электроснабжения в случаях, когда необходима маневренность переключений и частая ревизия выключателей, например, на электропечных подстанциях. Схема изображена на рисунке 4.11.

4.4 Картограмма нагрузок и центр электрических нагрузок

Определение места положения главной понизительной подстанции.

Начальным этапом составления схемы электроснабжения промышленного предприятия является формирование картограммы электрических нагрузок.Цель её построения – оценка места расположения условногоцентра электрических нагрузок, так чтобы в дальнейшем вблизи его располагать ГПП, обеспечивая минимум затрат на коммуникации от неё до всех укрупнённых нагрузок предприятия.

В общем случае картограмма нагрузок может быть построена для любых объектов электроснабжения – цехов, групп цехов, отдельных площадок предприятия, но чаще всего картограмма нагрузок составляется для предприятия в целом. Пример показан на рисунке 4.12.

где – активная расчётная нагрузка цеха; m – масштаб картограммы, например, в кВт/см².

Для более чёткого представления о характере нагрузок в кругах секторами отдельно выделяются силовая нагрузка, осветительная нагрузка, нагрузка от высоковольтных приёмников и др. Рядом с кругом через дробь указывается численное значение разновидностей нагрузок (см. рисунок 4.12).

Генеральный план предприятия привязывается к осям координат, относительно которых устанавливаются центры кругов нагрузок цехов и y_pi. Определение координат центра электрических нагрузок ведётся методом, подобным применяемому при вычислении центра тяжести сложных фигур и тел

, (4.30)

Рисунок 4.12 – Генеральный план промышленного предприятия с картограммой и центром электрических нагрузок. Незаштрихованные части площадей кругов в масштабе представляют собой нагрузки электрического освещения цеха, заштрихованные части кругов – силовые нагрузки каждого цеха

. (4.31)

Если нагрузки распространены ещё и по высоте, то определяется третья координата центра перегрузок

, (4.32)

но учитывать её рекомендуется в случаях, когда расстояния от центра электрических нагрузок предприятия до центра нагрузки объекта «l» меньшеполуторократной его высоты «h»

. (4.33)

При определении координат имелось в виду, что нагрузки неизменны во времени. На самом деле электроприёмники, начиная от отдельно взятого и кончая предприятием в целом, работают по своим графикам нагрузки, и если определять изложенным выше методом координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) для каждого текущего момента времени, то точки положения ЦЭН будут рассредоточены в пределах некоторой области, именуемой зоной рассеяния. Рассеяние положения ЦЭН может определять не только временной фактор, но и ряд других, например, динамика роста предприятия, изменения его технологического процесса, какие-либо непредвиденные обстоятельства и другое.

При обосновании схемы системы электроснабжения потребителя, расположенного на определённой территории, большое значение имеет оценка количества ТП 10 / 0,4 кВ. Самым выгодным с точки зрения затрат на НВРС является максимальное дробление трансформаторных подстанций и приближение их к нагрузкам, а с точки зрения затрат на сооружение ТП и ВВРС выгодно, наоборот, их укрупнение и умень­шение их количества.

Оптимальный вариант (по минимуму затрат) находится между указанными двумя крайними. Решение этой задачи зависит от огром­ного числа факторов: мощности, удельной плотности и характера на­грузок, топологии их расположения на плане объекта, требуемой сте­пени надёжности электроснабжения электроприёмников и потребите­лей, стоимости потерь электроэнергии, особенностей среды и конст­рукции производственных помещений, возможности размещения трансформаторных подстанций на плане производственных или иных объектов, условий охлаждения и температуры окружающей среды и др.

Многолетний опыт проектирования и эксплуатации систем элек­троснабжения разнообразных потребителей позволяет сформулировать следующие рекомендации:

1 В сельских поселках, а также в небольших городах и в пригородных районах крупных городов с индивидуальной застройкой наиболее рационально применение однотрансформаторных подстанций
открытой установки типа КТПН мощностью (100 – 400) кВА с НВРС,
выполняемой воздушными линиями.

2 В городских районах и поселках с многоэтажной застройкой применяются одно- или двухтрансформаторные отдельно стоящие транспортные подстанции закрытого исполнения с мощностью трансформаторов (400-1000) кВА и с НВРС, выполняемой кабельными линиями и изолированными проводами.

3 На предприятиях малой мощности с удельной плотностью нагрузок менее 0,1 кВА / м² применяются одно- и двухтрансформаторные подстанции закрытого исполнения (встроенные, пристроенные или отдельно стоящие) с мощностью трансформаторов (400-1000) кBА и с НВРС, выполняемой кабельными линиями или изолированными про­водами.

4 На предприятиях средней мощности с удельной плотностью на­грузок до 0,2 кВА / м² применяются одно- и двухтрансформаторные подстанции с трансформаторами 1000 кВА и с НВРС, выполняемой с широким применением различных шинопроводов и с развитым резервированием по стороне 0,4 кВ. При этом в одном производственном здании в зависимости от его размеров может быть установлено от одной до нескольких десятков трансформаторных подстанций.

5 На крупных энергоёмких предприятиях при большой удельной плотности нагрузок переходят к трансформаторам большей мощности. При удельной плотности нагрузок 0,2 кВА / м² и выше используют трансформаторы 1600 кВА, а при удельной плотности нагрузки (0,3 – 0,35) кВА / м² – трансформаторы 2500 кВА. При этом для реализа­ции НВРС повсеместно используется схема «блок трансформатор–магистраль» с применением магистральных и распределительных шинопроводов.

При проектировании систем электроснабжения отдельно осущест­вляется выбор места установки подстанции в зоне территориального размещения электроприёмников, получающих от неё электроэнергию. Этот вопрос может быть решен путём оценки местоположения так на­зываемого центра электрических нагрузок на плане размещения элек­троприёмников (рисунок 4.13).

По сути центр электрических нагрузок – это центр тяжести систе­мы масс, и его координаты оцениваются в соответствии с некоторыми положениями теоретической механики.

Рисунок 4.13 – К определению центра электрических нагрузок

При невозможности размещения подстанции в центре электриче­ских нагрузок её место установки смещают по линии, соединяющей ЦЭН с источником питания.

При оценке места размещения главной понизительной подстанции в качестве используются расчётные нагрузки по ТП 10 / 0,4 кВ, а в качестве и – координаты места установки этих подстанций.

Следует отметить, что другой подход к выбору ЦЭН, базируется на двух принципиальных положениях:

- пункт питания с преобразованием напряжения необходимо располагать как можно ближе к центру электрических нагрузок, определённого, например, по картограмме нагрузок;

- но распределительные устройства без преобразования напряжения целесообразно располагать на границах территории электроснабжения во избежание встречных потоков энергии на низком напряжении так, как это показано на рисунке 4.14.

Рисунок 4.14 – Пример размещения распределительной подстанции

Этим положениям соответствует, например, место размещения ГПП Новосибирского стрелочного завода, которое находится на внешней границе территории предприятия. Подобное расположение ГПП с РП и РУ часто встречается и на других средних и крупных предприятиях.

4.5 Определение местоположений главной понизительной подстанции с учётом развития системы электроснабжения

Проектирование систем электроснабжения промышленных пред­приятий без учёта перспективы роста электрических нагрузок при­водит к тому, что уже вскоре после введения предприятия в эксплу­атацию питающие и распределительные сети в определённой сте­пени не отвечают изменившимся условиям. Многочисленные работы по анализу систем электроснабжения промышленных предприятий подтверждают это положение в полной мере. Принимать завышен­ные мощности трансформаторов, линий и другого электрооборудо­вания с перспективой его использования через (10 – 15) лет нецеле­сообразно.

Необходимо отметить, что производить реконструкцию системы электроснабжения в условиях эксплуатации очень сложно, а иногда почти невозможно. В то же время даже незначительное изменение (увеличение) потребляемой мощности приводит к тому, что условие экономической и технической целесообразности системы электро­снабжения применительно к новому, повышенному потреблению мощности нарушается. Здесь уместно сказать, что рационально реконструированная система электроснабжения окупается, как правило, в
(1 – 2) года.

Обычно главными затруднениями при реконструкции системы электроснабжения промышленных предприятий являются:

– необходимость изменения положения ГПП (ГРП);

– необходимость перехода на другое напряжение.

Здесь рассматривается один вопрос – положение ГПП (ГРП) на территории промышленного предприятия с учётом развития си­стемы промышленного электроснабжения. Для построения рацио­нальной системы электроснабжения промышленного предприятия необходимо уже при проектировании учитывать её возможное раз­витие. Для оптимального выбора местоположения ГПП или ГРП с учётом роста электрических нагрузок на генплан промышленного предприятия следует нанести:

1 зону рассеяния ЦЭН, соответствующую статическому состо­янию системы электроснабжения промышленного предприятия;

2 зону рассеяния ЦЭН, соответствующую развитию предприя­тия на планируемый срок [обычно (15 – 20) лет] без учёта изменения геометрии генплана предприятия (строительства новых цехов и освоения прилежащих к территории предприятия новых пло­щадей);

3 зону рассеяния ЦЭН, соответствующую перспективному раз­витию предприятия и росту электрических нагрузок при условии изменения геометрии генплана предприятия.

Нанесение зон рассеяния ЦЭН на генплан проектируемого про­мышленного объекта позволяет не только определить местоположе­ние ГПП (ГРП), но и наметить их количество. Чем больше рассто­яние между зонами рассеяния на генплане, тем больше вероятность экономической и технической целесообразности сооружения двух и более ГПП (ГРП).

Следует отметить, что изменение геометрии генплана промыш­ленного предприятия может привести к изменению ориентации осей симметрии эллипса рассеяния, соответствующего динамике (росту) электрических нагрузок предприятия. Как видно из рисунка 4.15 , оси симметрии эллипса рассеяния ЦЭН Э₃ для уровня нагрузок 1980 г. (с учетом изменения геометрии генплана) образуют с осями симмет­рии эллипсов рассеяния ЦЭН для уровня нагрузок 1970г. Э₁ и уровня нагрузок 1980 г. Э₂ (без учёта изменения геометрии ген­плана) некоторый угол α. Это связав с изменившейся конфигура­цией генплана, учитывающего намеченное строительство новых цехов.

На основании изложенного материала можно сделать сле­дующие обобщающие выводы:

1 Распределение координат ЦЭН для объектов различных отраслей промышленности подчиняется нормальному закону.

2 Координаты ЦЭН испытывают рассеяние, которое будет различным для разных промышленных предприятий и для разных исходных условий.

3 Зона рассеяния ЦЭН в общем случае представляет собой эллипс, причем в зависимости от изменения исходных данных, ген­плана предприятия и т.п. соотношение полуосей эллипса может быть различным: .

Рисунок 4.15 – Зоны рассеяния на тер­ритории промышленного предприя­тия: Эллипс Э₁ – характеризует зону рас­сеяния электрических нагрузок за определённый период (1970 г.); эллипс Э₂ – зона рассеяния нагрузок с учё­том роста потребления электрической энергии на определённое время (10 – 20) лет без учёта строительства; эл­липс Э₃ – зона рассеяния с учётом строительства новых цехов

4 Наибольшее количество точек разброса группируется вокруг точки с координатами и ; количество точек, выходящих за пре­делы эллипса, составляет (2 – 5) %.

5 Наиболее правильной постановкой задачи является опреде­ление местоположения ГПП (ГРП) с учётом динамики (развития) как отдельных цехов, так и всего промышленного предприятия.

4.6 Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов

Силовые трансформаторы для электроснабжения промышленных предприятий имеют следующие технические данные:

- мощность от 25 до 80 000 кВА;

- первичное напряжение 6; 10; 35; 110 кВ;

- вторичное напряжение 0,4; 6,3; 10,5; 38,5 кВ;

- число вторичных обмоток две или одна расщеплённая;

- возможность поддержания без регулирования и с вторичного напряжения регулированием вторичного напряжения;

- способ охлаждения воздушное (сухие трансформаторы); масляное с масляно-воздушными и масляно-водяными теплообменниками; с охлаждением негорючей жидкостью (совтол).

Основное применение на промышленных предприятиях находят двухобмоточные трансформаторы с обмотками ВН и НН. Трёхобмоточные трансформаторы на вторичном напряжении 38,5 и 10,5 кВ применяются сравнительно редко, как правило, при наличии удалённых потребителей средней мощности, относящихся к данному предприятию или району. Более распространены трансформаторы с расщеплёнными вторичными обмотками (две одинаковые обмотки) на (6-10) кВ. Расщепление вторичной обмотки благоприятно при ударных нагрузках, способствует снижению токов коротких замыканий.

На ГПП и цеховых ТП чаще всего встречаются трансформаторы с масляным охлаждением, установленные на открытом воздухе (ГПП) и в закрытых помещениях (цеховые ТП). Трансформаторы ГПП могут быть тоже установлены в закрытых помещениях в условиях холодного климата или сильного загрязнения окружающей среды.

В случае взрыво- и пожароопасных сред применяются сухие трансформаторы или трансформаторы с охлаждением совтолом.

Прежде, чем перейти к рассмотрению вопросов выбора мощности и числа трансформаторов, необходимо остановиться на их перегрузочной способности.

Перегрузочная способность трансформаторов представляет интерес в связи с тем, что реально трансформаторы работают, как правило, не с номинальными нагрузками, а с изменяющимися, порой существенно, так как это устанавливают графики нагрузки.

Гарантированный изготовителем срок службы трансформатора связан, прежде всего, с процессом старения изоляции. Это явление в свою очередь имеет устойчивые временные зависимости от уровня нагрева активной зоны (обмоток, сердечника), поэтому учёт состояний как нагрузки, так и перегрузки может позволить выбрать трансформатор так, что он какое-то время не будет нагружен сверх номинальной нагрузки, но потом будет способен в течение определённого времени нести необходимую систематическую перегрузку без ущерба для своего технического состояния.

Для определения систематической перегрузкииспользуется график суточной нагрузки, например по рисунку 4.16. По правой оси ординат откладываются мощность нагрузки S, по левой оси ординат – коэффициенты нагрузки. По оси абсцисс отложен период графика нагрузки Т, разбитый на интервалы времени и .

Пусть нам известна номинальная мощность трансформатора S_НТ; на графике проводится соответствующая ей пунктирная линия . Она делит график на два участка – участок с нагрузкой выше S_НТ и участок, где нагрузка меньше S_НТ. Участок с нагрузкой более S_НТ длительностью Н' разбивается на ряд интервалов ; интервалы выбираются так, чтобы на их протяжении нагрузка была бы близка к средней (то есть длительность интервала зависит от крутизны графика нагрузки). Аналогично обрабатывается участок графика нагрузки, где мощность меньше S_НТ.

Таким образом, график разбивается на две ступени:

- ступень начальной нагрузки, которая определяется как среднеквадратичное значение средних нагрузок на интервалах

Рисунок 4.16 – Преобразование исходного графика нагрузки в эквивалентный прямоугольный, двухступенчатый

, (4.34)

и по ней определяется коэффициент начальной нагрузки

; (4.35)

на графике проводится линия ;

- ступень перегрузочная длительностью

, (4.36)

по ней определяется предварительный коэффициент перегрузки эквивалентного графика

(4.37)

и проводится линия .

Далее делается сравнение К₂^' и K_max:

если , то окончательно принимается коэффициент перегрузки эквивалентного графика ;

- если , то принимается и длительность ступени перегрузки корректируется

(4.38)

и делается второе приближение определения и , здесь

(4.39)

– наибольшая по графику нагрузка.

По значениям и Н определяется допустимый коэффициент систематических перегрузок К_П.ДОП с использованием материалов ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов».

Если , то трансформатор удовлетворяет заданному графику нагрузки. Если , то следует поискать пути снижения нагрузки трансформатора.

Один из вариантов выхода из такого положения состоит в учёте сезонных колебаний нагрузки. Обычно в практике электроснабжения существуют два графика нагрузки: летний (за июнь, июль, август) и зимний (за ноябрь, декабрь, январь, февраль). Из их сравнения устанавливается норма увеличения коэффициента перегрузки К_П.ДОП: на 1 % недогрузки летом (сравниваются мощности и ) допускается 1 % перегрузки зимой, определяется сезонный коэффициент допустимой перегрузки К_П.ДОП.С, который должен быть не выше 0,5.

Таким образом

(4.40)

Допустимые аварийные перегрузки трансформатора оцениваются также с использованием рассмотренного выше двухступенчатого графика нагрузки и материалов ГОСТ14209-97 в зависимости от К₁, Н и температуры окружающей среды:

– определяется коэффициентом аварийной перегрузки α;

– находится относительный износ изоляции и допустимый суточный износ изоляции при заданном Н (то есть число суток работы).

Кроме этого, для трансформаторов с масляным охлаждением всех видов допускается аварийная перегрузка не более в течение пяти суток при Н = 6 часов, но при этом коэффициент начальной нагрузки должен быть . На время такой перегрузки принимаются все возможные меры интенсификации охлаждения трансформаторов, например, увеличение расхода охлаждающего воздуха или воды.

Выбор числа трансформаторов ГПП, ПГВ и цеховых ТП проводится в соответствии со следующими критериями:

- обеспечение максимальной надёжности электроснабжения;

- обеспечение минимума всех видов трудовых и материальных затрат;

- мощность трансформаторов при всех видах перегрузки перспектив развития предприятия должна быть возможно наименьшей;

- число типов трансформаторов на подстанции должно быть как можно меньше, лучше всего – один тип, чтобы не создавать большого резерва по трансформаторам;

- предпочтение должно отдаваться комплектным устройствам ТП, особенно цеховых.

Практика электроснабжения при выборе числа трансформаторов рекомендует руководствоваться следующими положениями:

- для ГПП и ПГВ:

- 1 трансформатор – в случае централизованного резерва или временно при поэтапном вводе подстанций;

- 2 трансформатора– наиболее часто употребимая комплектация трансформаторной подстанции;

- 3 трансформатора – в случае пиковых нагрузок, для которых выделяется один из 3-х трансформаторов; применение этого варианта подкрепляется технико-экономическими расчётами;

- для цеховых ТП:

- 1 трансформатор – при преобладании электроприёмников 2-ой и 3-ей категории и доле электроприёмников первой категории не более 20 %;

- 2 трансформатора при преобладании элетроприёмников 1-ой категории; при наличии в цехе сосредоточенных объектов общезаводского назначения; при неравномерном суточном или годовом графиках нагрузок (наличие 2-х трансформаторов позволяет делать оперативные переключения); при плотности нагрузки в цехе более 0,5 кВт / м².

- 3 трансформатора в исключительных случаях при технико-экономическом обосновании.

Методы выбора мощности трансформаторов базируются:

- на применении суточных и годовых графиков нагрузки с использованием установленной мощности электроприёмников;

- на расчётных нагрузках.

Метод с использованием графиков нагрузки применяется для выбора трансформаторов ГПП, цеховых ТП и строится в следующем порядке:

а) по графику нагрузки определяется средняя нагрузка за расчётный период

; (4.41)

б) график нагрузки преобразуется в 2х-ступенчатый методом, изложенным выше;

в) определяются значения и , но вместо используется средняя мощность ;

г) по ГОСТ 14209-97 определяется коэффициент допустимой систематической перегрузки трансформатора . По летнему и зимнему графикам нагрузки оценивается и определяется по (4.40) суммарный коэффициент допустимой систематической перегрузки ;

д) определяется предварительная мощность трансформаторов