График суточного потребления электрической мощности

Общие положения

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, т.е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени.

По виду фиксируемого параметра различают графики активной Р, реактивной Q, полной (кажущейся) S мощностей и тока I электроустановки.

Как правило, графики отражают изменение нагрузки за определенный период времени. По этому признаку их подразделяют на суточные (24 ч), сезонные, годовые и т.п.

По месту изучения или элементу энергосистемы, к которому они относятся, графики можно разделить на следующие группы:

• графики нагрузки потребителей, определяемые на шинах подстанций;
• сетевые графики нагрузки — на шинах районных и узловых подстанций;
• графики нагрузки энергосистемы, характеризующие результирующую нагрузку энергосистемы;
• графики нагрузки электростанций.

Графики нагрузки используют для анализа работы электроустановок, для проектирования системы электроснабжения, для составления прогнозов электропотребления, планирования ремонтов оборудования, а также в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы.

Суточные графики нагрузки потребителей

Фактический график нагрузки может быть получен с помощью регистрирующих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра во времени.

Перспективный график нагрузки потребителей определяется в процессе проектирования. Для его построения надо располагать прежде всего сведениями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность. Для активной нагрузки

(1)

Присоединенная мощность на шинах подстанции потребителей

(2)

Где — соответственно средние КПД электроустановок потребителей и местной сети при номинальной нагрузке.

В практике эксплуатации обычно действительная нагрузка потребителей меньше суммарной установленной мощности. Это обстоятельство учитывается коэффициентами одновременности kо и загрузки kз. Тогда выражение для максимальной нагрузки потребителя будет иметь вид:

(3)

где kспр — коэффициент спроса для рассматриваемой группы потребителей.

Коэффициенты спроса определяются на основании опыта эксплуатации однотипных потребителей и приводятся в справочной литературе. Средние значения коэффициентов спроса для некоторых промышленных потребителей приведены в табл.1.

Таблица 1

Коэффициент спроса kспр

Найденное по (3) значение максимальной нагрузки является наибольшим в году и соответствует обычно периоду зимнего максимума нагрузки.

Кроме Рmax, для построения графика необходимо знать характер изменения нагрузки потребителя во времени, который при проектировании обычно определяется по типовым графикам.

Типовой график нагрузки строится по результатам исследования аналогичных действующих потребителей и приводится в справочной литературе в виде, показанном на рис.1,а.

Рис.1. Суточные графики активной нагрузки потребителя а — типовой б — в именованных единицах

Для удобства расчетов график выполняется ступенчатым. Наибольшая возможная за сутки нагрузка принимается за 100%, а остальные ступени графика показывают относительное значение нагрузки для данного времени суток.

При известном Рmax можно перевести типовой график в график нагрузки данного потребителя, используя соотношение для каждой ступени графика:

(4)

где n% — ордината соответствующей ступени типового графика, %.

На рис.1,б показан график потребителя электроэнергии, полученный из типового (рис.1,а) при Рmax = 20 МВт.

Обычно для каждого потребителя дается несколько суточных графиков, которые характеризуют его работу в разное время года и в разные дни недели. Это — типовые графики зимних и летних суток для рабочих дней, график выходного дня и т.д. Основным является обычно зимний суточный график рабочего дня. Его максимальная нагрузка Рmax принимается за 100%, и ординаты всех остальных графиков задаются в процентах именно этого значения (рис.2).

Рис.2. Пример типового графика конкретного вида производства (черная металлургия) 1 — график рабочего дня 2 — график выходного дня

Кроме графиков активной нагрузки, используют графики реактивной нагрузки. Типовые графики реактивного потребления также имеют ординаты ступеней, %, абсолютного максимума:

(5)

где tgφmax определяется по значению cosφmax , которое должно быть задано как исходный параметр для данного потребителя.

Суточный график полной мощности можно получить, используя известные графики активной и реактивной нагрузок. Значения мощности по ступеням графика (рис.3) определяются по выражениям

(6)

где Рn и Qn — активная и реактивная нагрузки данной ступени в именованных единицах.

Рис.3. Суточные графики активной, реактивной и полной мощности потребителя

Расчет и построение годового графика нагрузки

В задании на курсовое проектирование указывается предприятие, для снабжения которого необходимо спроектировать подстанцию. Пользуясь /2, 3/ выбирается суточный график нагрузки, как правило, зимний, вычерчивается с привязкой к своему заданию, принимая максимальную нагрузку по графику равной заданной полной Smax

или активной
Pmax
мощности подстанции. При известной
Smax
,
Pmax
типовой график нагрузки переводится в график нагрузки конкретного потребителя, используя следующие соотношения для каждой ступени графика:

(2.1)

где Pi

– мощность на i-той ступени суточного графика, МВт;

ni%

– ордината соответствующей ступени суточного типового графика, %;

Pmax

– максимальная нагрузка подстанции, указанная в задании, МВт;

Затем по суточному графику нагрузки определяют:

1) суточный расход электроэнергии Wс

, МВт∙ч:

где ti

– продолжительность i-той ступени суточного графика, час;

2) среднесуточную нагрузку Pсрс

, МВт и показывают ее на суточном графике нагрузок (рисунок 2.1):

(2.3)

где tс

– продолжительность суток – 24 часа;

3) коэффициент заполнения графика Kзг

, который показывает степень неравномерности графика работы установки:

(2.4)

Затем строят годовой график нагрузки по продолжительности для заданной промышленности. Обычно для каждого потребителя в справочной литературе приводится несколько суточных графиков, характеризующих работу потребителя в разное время года и в разные дни недели. Это типовые графики зимних и летних суток для рабочих дней, график выходного дня и т.д. Основным является зимний суточный график рабочего дня. Его максимальная нагрузка Pmax

принимается за 100% и ординаты всех остальных графиков задаются в процентах относительно этого значения (рисунок 2.1).

а) б)

а) – типовой график, б) – график нагрузки конкретного потребителя

Рисунок 2.1 — Суточные графики нагрузок

Мощности каждой ступени графика, МВт:

Годовой график по продолжительности нагрузок показывает длительность работы подстанции в течении года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс – часы года от 0 до 8760 час. Нагрузки на графике располагают в порядке их убывания от Pmax

до
Pmin
(рисунок 2.2).

Рисунок 2.2 — Годовой график продолжительности нагрузок

Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основе известных суточных графиков (в процентах или в именованных единицах). По графику определяются:

1) годовое потребление электроэнергии Wг

, МВт∙ч:

(2.5)

где Ti = tiз∙nз + tiл∙nл

;

tiз, tiл

– продолжительности ступеней на зимнем и летнем графиках нагрузок, час;

nз, nл

– количество зимних и летних суток в году;

2) продолжительность использования максимальной нагрузки, Tmax

, час:

(2.6)

Например, продолжительности ступеней годового графика нагрузки (рисунок 2.2), построенного по суточному графику (рисунок 2.1):

T1 = t4

∙ 365 = 6 ∙ 365 = 2190;

T2 = t2

∙ 365 = 4 ∙ 365 = 1460;

T3 = (t3 + t5)

∙ 365 = (4 + 2) ∙ 365 = 2190;

T4 = (t1 + t6)

∙ 365 = (6 + 2) ∙ 365 = 2920;

Предполагается, что зимой и летом предприятие работает по одному графику.

3 Выбор типа, числа и мощности трансформаторов

Силовые трансформаторы, установленные на подстанциях, предназначены для преобразования электроэнергии с одного напряжения на другое. Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12 — 15% ниже, а расход активных элементов и стоимость на 20-25% меньше, чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.

В задании на курсовое проектирование обычно указывается два напряжения подстанции – 110 (35) кВ и 10 (6) кВ, поэтому по количеству обмоток следует принимать двухобмоточные трансформаторы. Если мощность выбранного трансформатора 25000 кВА и более, то необходимо принимать трансформаторы с расщепленными обмотками по низшей стороне с целью ограничения токов короткого замыкания.

Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется категорийностью потребителя (см. задание). Понизительные подстанции желательно выполнять с числом трансформаторов не более двух. Для потребителей третьей и частично второй категории возможно рассмотрение варианта установки одного трансформатора при наличии резервного питания от соседней трансформаторной подстанции.

На подстанциях с двумя трансформаторами рабочие секции шин низшего напряжения целесообразно держать в работе раздельно. При таком режиме ток короткого замыкания уменьшается и облегчаются условия работы аппаратов низкого напряжения /1/.

В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов должна обеспечить в нормальных условиях питание всех приемников. При выборе мощности трансформаторов следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего обеспечения резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов. При этом следует помнить, что на однотрансформаторной подстанции определяющим является нормальный режим работы, на двухтрансформаторной подстанции определяющий режим – послеаварийный.

Мощность трансформатора на двухтрансформаторной подстанции можно выбирать двумя способами: по заданной мощности подстанции; по графику нагрузки.

1) первый способ.

Мощность трансформатора на подстанции в соответствии с /1/ определяется:

(3.1)

где Sном

– номинальная мощность трансформатора;

S’max

– максимальная нагрузка подстанции с учетом компенсирующих устройств.

(3.2)

где Pmax

– максимальная активная мощность;

Qmax

— максимальная реактивная мощность подстанции;

Qку

– мощность компенсирующих устройств;

(3.3)

tg φ

определяется по заданному
cos φ
;

(3.4)

где Qэс

– реактивная мощность, которая может быть выдана энергосистемой в сеть.

(3.5)

Базовое значение tg φб

= 0.4 при питании подстанции на U = 220 – 230 кВ;
tg φб
= 0.3 при питании подстанции на U = 110 – 150 кВ;
tg φб
= 0.25 при питании подстанции на U = 35 кВ, /4/.

Расчетная мощность трансформаторов, полученная по формуле 3.1, округляется до ближайшей стандартной мощности Sном

)по шкале ГОСТ 11920-85, ГОСТ 12965-85. Затем выбранный трансформатор проверяется на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97

(3.6)

где k2

– коэффициент аварийной перегрузки при отключении одного из трансформаторов во время аварии, определяется по таблицам аварийных перегрузок /7/.

Он зависит от коэффициента начальной нагрузки (K1

), температуры охлаждающей среды во время аварии (
θохл
), длительности перегрузки (
h
), а также от системы охлаждения трансформатора. В соответствии с /1, 5, 6/
k2
= 1,4 при соблюдении следующих условий: в тех случаях, когда нагрузка трансформаторов (для систем охлаждения М, Д, ДЦ и Ц) до и после аварийной перегрузки не превышала 0,9 от его паспортной мощности, его возможно перегружать в срок до 5 суток на 40 % при температуре охлаждающего воздуха
θохл
не более +300C, но при этом продолжительность перегрузки в каждые сутки не должна превышать 6 часов (суммарная продолжительность перегрузки подряд или с разрывами), при температуре охлаждающего воздуха
θохл
более +300C величина перегрузки снижается до 30 % и продолжительность ее уменьшается до 4 часов в сутки.

Коэффициент начальной нагрузки K1

определяется как:

(3.7)

где Sср.кв

– среднеквадратичная нагрузка;

n

– число трансформаторов.

Возможно использование коэффициента начальной нагрузки в максимальном режиме.

(3.8)

Если при проверке трансформатора в аварийном режиме не выполняется условие (3.6), то необходимо предусмотреть отключение части потребителей III категории, или увеличить мощность трансформатора на одну ступень.

2) второй способ.

В основу этого расчета положен график нагрузки предприятия и критерием выбора является износ изоляции трансформатора. По суточному графику нагрузки рассчитывается среднеквадратичная нагрузка Sср.кв

:

(3.9)

где T

– продолжительность графика, час;

Si

– полная мощность i-той ступени графика.

И тогда номинальная мощность трансформатора будет определяться как:

или

(3.10)

где S*ср.кв

– среднеквадратичная нагрузка в относительных единицах.

(3.11)

По среднеквадратичной мощности рекомендуется выбирать мощность трансформаторов, питающих резкопеременную нагрузку.

Полученная мощность округляется до ближайшей стандартной. Затем Sном

наносится на суточный график в виде прямой линии.

Выбранный трансформатор проверяется на аварийную перегрузку. Для этого задаются средней температурой охлаждающего воздуха (для Оренбургской области θохл

= –13,4 º C) /7/ и по графику определяется суммарное количество часов перегрузки трансформатора свыше номинальной мощности
h
.

Затем определяется начальная нагрузка (K1

) из выражения (3.7) или:

где Sm

– средняя мощность интервала длительностью
∆tm
.

По таблице 11 ГОСТ 14209-97 для известных K1

и
h
, а также температуры окружающей среды и способа охлаждения трансформатора определяется допустимая аварийная нагрузка
k2
. Затем проверяется условие (3.6), если оно не выполняется, поступают также, как и в предыдущем случае (см. с. 19).

Например, задан график нагрузки предприятия (рисунок 3.1), для которого S’max

= 23 МВА.

Рисунок 3.1

Определяется среднеквадратичная мощность:

S*ср.кв

= 0.82

Sном

= 0.82∙
S’max
= 0.82∙23 = 18.9 МВА.

По справочнику /10/ выбираются два трансформатора мощностью Sном

= 16 МВА. Откладывается данная величина на графике в процентах от максимальной нагрузки подстанции

Проверяется коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

что соответствует экономической загрузке трансформаторов.

Систематическая нагрузка трансформаторов меньше их номинальной мощности (S’max

< 2·
Sном
), поэтому выбранные трансформаторы проверяются только на аварийную перегрузку.

Коэффициент аварийной перегрузки (K2

), как было указано выше, зависит от системы охлаждения трансформатора (ТМ, ДЦ и т. д.), температуры охлаждающей среды (
θохл
), числа часов аварийной перегрузки (
h
), коэффициента начальной нагрузки, (
K1
или
K1max
).

K2

=
f (θохл; h; K1max)
θохл

= –13.40C;
h
= 24 час

По таблице /27/ определяется K2

= 1,5.

Проверяется выбранный трансформатор на аварийную перегрузку:

Sном ∙ K2 ≥ S’max

; 16 ∙ 1,5 > 23 МВА.

Выбранный трансформатор удовлетворяет требованиям ГОСТ 14209-97. Выписываются все каталожные данные трансформатора из справочников /2, 3/. Например: ТДН-16000/110/10

Sном

= 16 МВА,
Uвн
= 115 кВт,
Uнн
= 11 кВ,
Iхх
= 0,7 %,

Pхх

= 18 кВт,
Pкз
= 85 кВт,
Uкз
= 10,5 %.

Габариты: длина 6 м, ширина 3,5 м, высота 5,5 м.

Выбор мощности трансформатора на однотрансформаторной ГПП производится по среднеквадратичной мощности:

Sном ≥ Sср.кв

с проверкой перегрузочной способности трансформатора в часы максимума

Sном ∙ K2 ≥ S’max

,

где K2

– коэффициент допустимой систематической нагрузки.

Так как потребная мощность предприятия растет из года в год, при проектировании подстанций необходимо фундаменты и конструкции, а также ошиновку подстанции и аппараты ввода рассчитывать для трансформаторов на ступень выше расчетной мощности, т. е. предусмотреть возможность увеличения мощности подстанции без существенных переделов /1/.

Токи короткого замыкания

⇐ Предыдущая2Следующая ⇒

Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? — задался я вопросом…

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)…

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между…

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем…

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

Суточные графики районных подстанций

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

Потери мощности от протекания тока в проводах линий и в обмотках трансформаторов являются переменными величинами, зависящими от нагрузки. Постоянную часть потерь мощности в сети определяют в основном потери холостого хода трансформаторов.

Постоянные потери распределения и переменные потери для максимального режима в i-м элементе сети (линии, трансформаторе) находят с использованием методов, известных из курса «Электрические сети». Суммарные потери для любой ступени графика нагрузки подстанции могут быть найдены из выражений

(7)

где Si — нагрузка i-го элемента сети, соответствующая рассматриваемой n-й ступени суммарного графика нагрузки; Si,max — нагрузка элемента (линии, трансформатора), при которой определены

Способ построения графика активной нагрузки для конкретной сети показан на рис.4.

Рис.4. К построению графика активной нагрузки электрической сети (на шинах районной подстанции) а — схема сети, б — графики нагрузки отдельных потребителей, в — суммарный график нагрузки

Графики электрических нагрузок

Под электрическими нагрузками понимаются значение мощности, потребляемой системой, или тока в питающей линии.

Режим работы приемников электроэнергии изменяется в течение суток, недель и месяцев года. При этом изменяется и нагрузка на все звенья СЭС. Эти изменения изображают в виде графиков, на которых по оси ординат откладывают значения нагрузок в кВт или в процентах от максимальной нагрузки, а по оси абсцисс – время действия этих нагрузок.

Определение:

Графики электрических нагрузок представляют собой графическое изображение изменения во времени активной и реактивной мощности и потерь мощности в СЭС.

Графики электрических нагрузок дают наглядное представление о характере изменения электрической нагрузки в лини или в системе.

Значение электрических нагрузок определяют выбор всех элементов СЭС: мощности генераторов, силовых трансформаторов подстанций, сечение проводников питающей и распределительной сети, тип и технические параметры коммутационной и защитной аппаратуры.

Различают суточные и годовые графики нагрузок. Годовой график строится на основании суточного по суммарной продолжительности действия отдельных значений нагрузок за год в порядке их убывания.

Реальные графики электрических нагрузок действующих систем можно получить, установив в питающей линии измерители мощности или самописцы. Реальные графики имеют вид плавной кривой. Для удобства расчета их заменяют ступенчатой линией с минимальной продолжительностью ступени 30 или 60 мин.

Наиболее благоприятным с точки зрения эксплуатации системы электроснабжения и рационального использования электротехнического оборудования является равномерный график нагрузки. Получение равномерного графика нагрузки можно добиться соответствующей организацией производственного технологического процесса и созданием объединенных энергетических систем.

При равномерном графике колебания напряжения в сети будут минимальными. Поэтому отпадает необходимость проведения мероприятий по поддержанию напряжения в системе в пределах, установленных нормами на качество электроэнергии: переключать регулятор РПН силовых трансформаторов, регулировать мощность компенсирующего устройства, переключать питание отдельных потребителей на резервные линии и т.п.

Кроме того, стабильное значение электрической нагрузки позволяют выбрать типы и параметры всех элементов системы с минимальным запасом по всем показателям, в результате чего они будут работать с нагрузкой, близкой к номинальной. Это повышает эффективность использования всего электрооборудования. При равномерном графике нагрузок становится возможным более точное определение расчетных токов на всех участках системы и токов срабатывания защиты от ненормальных режимов работы. При этом снижается количество несанкционированных отключений в системе, т.е. повышается надежность электроснабжения

Рисунок 8. Пример реального (1) и идеального (2) суточного графика активной нагрузки.

Рисунок 9. Пример ступенчатого суточного (а) и годового (б) графика активной (Р) и реактивной (Q) нагрузки.

Графики могут быть построены как для всей энергетической системы, так и для отдельных ее частей, вплоть до производственных участков и конкретных питающих линий.

Чтобы полнее охарактеризовать работу СЭС в течение года, необходимо иметь зимний и летний суточные графики электрических нагрузок за наиболее загруженную смену.

Наибольшую нагрузку по суточному графику называют максимальной суточной нагрузкой Рмак.

Площадь графика электрической нагрузки, ограниченная осями координат и кривой изменения нагрузки, представляет собой в масштабе количество электроэнергии в кВ час, выработанной или потребленной данной установкой или системой за соответствующий промежуток времени.

Для действующих предприятий, зная потребленную электроэнергию, можно рассчитать среднюю мощность за определенный промежуток времени.

Например, среднесуточная и среднегодовая нагрузка определяется:

где Wсут. – энергия, потребленная за сутки;

Wг. – энергия, потребленная за год;

8760 – количество часов работы в году при трехсменном графике;

24 – количество часов в сутках.

Графики могут быть построены для активной и реактивной мощности и для потерь мощности (DР, ?Q) в системе.

Различают постоянные и переменные электрические потери. Постоянные потери не зависят от величины нагрузки; к ним относятся потери на нагрев сердечников электрических машин и аппаратов от вихревых токов.

Переменные потери зависят от величины нагрузки; к ним относятся потери на активных сопротивлениях обмоток электрических машин и аппаратов.

Важным показателем, характеризующим работу СЭС, является время использования максимума электрической нагрузки.

.

Определение:

Время использования максимума электрической нагрузки Тм – это время, в течение которого система при условии, что она работает постоянно с максимальной нагрузкой, передает или производит то же количество электроэнергии, что и работая по реальному переменному графику нагрузки.

[Л2. §2.4; Л3 §2.2; Л16, §3.1; Л17, гл.8]

Контрольные вопросы:

1. Что понимается под электрическими нагрузками?

2. Что представляет собой график электрической нагрузки?

3. Как получить реальный график электрической нагрузки действующей системы электроснабжения?

4. Какой вид имеет идеальный график электрической нагрузки?

5. Какова пути достижения равномерности графика электрической нагрузки?

6. Почему равномерный график является наиболее предпочтительным?

7. Какой параметр в масштабе выражает площадь графика электрической нагрузки?

8. По какому принципу строится годовой график электрической нагрузки?

9. Дать определение параметру Тм.

10. Как определить среднюю суточную и годовую мощность?

Суточные графики нагрузки электростанций

Суммируя графики нагрузки потребителей и потери распределения в электрических сетях в целом по энергосистеме, получают результирующий график нагрузки электростанций энергосистемы

Рис.5. Графики активной нагрузки энергосистемы

График нагрузки генераторов энергосистемы получают из графика мощности, отпускаемой с шин, учитывая дополнительно расход электроэнергии на собственные нужды (рис.5). При значительных колебаниях нагрузки электростанций необходимо учитывать переменный характер потребления собственных нужд.

(8)

где Рi — мощность, отдаваемая с шин станции; Руст — установленная мощность генераторов; Рc.н.max — максимальный расход на собственные нужды; коэффициенты 0,4 и 0,6 приближенно характеризуют соответствующую долю постоянной и переменной части расхода на собственные нужды Рс.н.max.

Нагрузка между отдельными электростанциями распределяется таким образом, чтобы обеспечить максимальною экономичность работы в целом по энергосистеме. Исходя из этих соображений, диспетчерская служба энергосистемы задает электростанциям суточные графики нагрузки.

При проектировании электрической части электростанции необходимо знать график нагрузки трансформаторов и автотрансформаторов связи с энергосистемой. Способ построения такого графика для трансформаторов связи ТЭЦ с энергосистемой показан на рис.6.

Рис. 6. Графики активной нагрузки для ТЭЦ, работающей в энергосистеме а — поясняющая схема 6 — графики выработки и потребления мощности на генераторном напряжении в — график нагрузки трансформаторов связи

Требуемый график Рт получают, вычитая из графика нагрузки генераторов Рг график потребления местной нагрузки и расход электроэнергии на собственные нужды Рс.н.

Суточный график нагрузки жилых зданий

9 мая 2015 k-igor При выборе трансформаторов важно понимать суточный график нагрузки. С промышленными объектами все гораздо сложнее, а вот у жилых домов достаточно постоянный суточный график потребления электроэнергии. Суточный график нагрузки влияет на выбор трансформатора.
Знаю, многие из вас следят за моим блогом. Недавно я рассказывал про выбор трансформатора для коттеджного поселка. В той статье я пытался хоть как-то обосновать трансформатор 100 кВА для 31 домика, т.к. этого хотел РЭС, а с исходными данными было все достаточно сложно. По расчету получилось, что для этого количества домов и трансформатора 63 кВА вполне достаточно.

После той статьи по мне проехались словно катком, что я в корне не прав и нужен чуть ли не 160 кВА. Если честно, я так и не понял в чем и где я был не прав. Главное, что те комментарии побудили меня на написание еще одной статьи, которая поможет нам обосновать и сделать правильный выбор трансформатора.

Понимание суточного графика нагрузки пригодится при расчете нагрузок существующей трансформаторной подстанции. У нас сейчас очень любят в технических условиях на электроснабжение писать такой пункт.

В интернете на одном из сайтов я нашел реальный суточный график нагрузок для 62-квартирного дома с газовыми плитами. Я надеюсь, эта информация достоверна, по крайней мере график очень похож на реальный.

Суточный график нагрузки (62-квартирный дом с газовыи плитами)

Красной линией на графике я привел наш график к двухступенчатому, как принято в электроснабжении. При выборе трансформаторов используют значения К1 и К2, которые как раз соответствуют нижнему и верхнему значению.

Как видим из графика, вечерний максимум потребляемой нагрузки длится около 4 часов, в остальное же время нагрузка на трансформатор будет в 3 раз меньше, чем в вечернее время.

Если обратиться к нашим нормативным документам, то удельная нагрузка на одну квартиру была бы чуть меньше 1,4 кВт или Рр=86,8 кВт. А что видим в действительности? 15кВт Кстати, кто знает определение и физический смысл расчетной нагрузки?

Вы думаете график не верный? Давайте найдем среднее потребление одной квартирой.

20*5+4*15=160кВт*ч/сутки — потребляет весь дом.

160*30/62=77,4кВт*ч/месяц — потребляет одна квартира.

Думаю, полученный результат вызывает сомнение, хотя у меня среднее потребление в квартире около 40 кВт*ч, правда у меня нет ни телевизора, ни стиральной машины, ни микроволновой печи, вместо ламп накаливания использую светодиодные лампы

Проанализируем еще дом на 501 квартиру с газовыми плитами:

Суточный график нагрузки (501-квартирный дом с газовыи плитами)

Здесь соотношение потребляемой нагрузки в вечерний максим в 2 раз больше чем в дневное и ночное время.

В месяц на одну квартиру выходит: (20*80+4*160)*30/501=134 кВт*ч.

Результаты отличаются почти в 2 раз. Возможно, в первом доме только однокомнатные квартиры.

А сейчас вернемся к нашему коттеджному поселку.

Я больше склоняюсь к тому, что отношение К2/К1 будет около 3.

Примем, что каждый дом будет потреблять в месяц 600 кВт. На самом деле я очень сильно сомневаюсь, что среднее потребление у них будет более 300 кВт. Здесь не идет речь о каких-то особняках, в которых имеются бассейны, сауны и т.п. Частный дом моих родителей в деревне потребляет около 300 кВт/месяц, чем они там только не пользуются.

Найдем Рмах — потребляемая нагрузка в вечерний максимум. Придется вспомнить школьную математику.

31 дом, 31 день в месяце, тогда:

Рмах=56 кВт или S=60 кВА

Т.е. К1=20 кВА, а К2=60 кВА

Все равно я не прав, что трансформатора 63 кВА достаточно для нашей нагрузки в 31 дом? Данному трансформатору не придется работать даже с перегрузкой, а если посмотреть перегрузочную способность трансформатора в нашем режиме работы, то запас по мощности у него будет еще около 30%.

Перегрузочная способность трансформатора

Стоит заметить, что суточный график квартир и домов с электрическими плитами немного отличается. Здесь имеются дополнительно пики утром и днем, но они меньше по сравнению с вечерним максимумом.

Сейчас на блоге (в левой колонке) размещен опрос как раз по этой теме. Не поленитесь ответить лишь на один вопрос.

Источник



Годовой график продолжительности нагрузок

Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс — часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагают в порядке их убывания от Рmax до Рmin (рис.7).

Рис.7. Годовой график продолжительности нагрузок

Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основании известных суточных графиков. На рис.8 показан способ построения графика при наличии двух суточных графиков нагрузки — зимнего (183 дня) и летнего (182 дня).

Рис.8. Способ построения годового графика продолжительности нагрузок

Для наиболее распространенных потребителей электроэнергии в справочниках приводятся типовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности.

График продолжительности нагрузок применяют в расчетах технико-экономических показателей установки, расчетах потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года и т.п.

ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК.

1.1. По известному числу и мощности потребителей P

на заданном напряжении определяем суммарную максимальную нагрузку потребителей ТП
Pmах ТП
= 3 МВт и РП
Pmах РП
= 1,8 МВт.

1.2. Значение Pmах ТП

принимаем за 100% типового графика, и в соответствии с этим определяем действительные значения мощности на каждой ступени графика нагрузки ТП (см. табл. 1.2 и рис. 1.2).

Таблица 1.2

Зимняя и летняя суточная нагрузка ТП, МВт от Pmах ТП

Рис. 1.2 Суточный зимний и летний график электрических нагрузок ТП

1.3. Значение Pmах РП

принимаем за 100% типового графика, и в соответствии с этим определяем действительные значения мощности на каждой ступени графика нагрузки РП (см. табл. 1.3 и рис. 1.3).

Таблица 1.3

Зимняя и летняя суточная нагрузка ТП, МВт от Pmах РП

Рис. 1.3 Суточный зимний и летний график электрических нагрузок РП

1.4. Суммарный суточный график нагрузки подстанции P

определяем суммированием графиков нагрузки ТП и РП (см. табл. 1.4 и рис. 1.4).

Таблица 1.4

Зимняя и летняя суточная нагрузка ТП и РП, МВт от Pmах

Рис. 1.4 Суммарный суточный зимний и летний график электрических нагрузок РП

1.5. Построение годового графика нагрузки по продолжительности производим на основании известных графиков за летние и зимние сутки (см. рис. 1.4). Построим годовой график активной нагрузки по продолжительности (см. табл. 1.5 и рис. 1.5).

Таблица 1.4

Зимняя и летняя суточная нагрузка ТП и РП, МВт от Pmах

Рис. 1.5 Годовой график электрических нагрузок по продолжительности

1.6. Определяем максимальную мощность подстанции без учета и с учетом потребителей третьей категории. Потребители третьей категории заданы только на ТП в виде доли в процентах от суммарной нагрузки.

Максимальная активная, реактивная и полная мощность подстанции с учетом потребителей III категории:

Рmax = РТП max + Ркл1 max + Ркл2 max = 4·2,0 + 2,4 + 2,4 = 12,8 МВт;

Qmax = РТП max·tgφТП + (Ркл1 max + Ркл2 max) ·tgφРП = 4·2,0·0,35 + (2,4 + +2,4)·0,3= 4,24 Мвар;

Максимальная активная, реактивная и полная мощность подстанции без учета потребителей III категории (25 % от РТП max):

Рmax 1, 2 = РТП max·0,75 + Ркл1 max + Ркл2 max = 4·2,0·0,75 + 2,4 + 2,4 = 10,8 МВт.

Qmax1, 2 = РТП max·0,75·tgφТП + (Ркл1 max + Ркл2 max) ·tgφРП = 4·2,0·0,75 ·0,35 + + (2,4 +2,4)·0,3= 3,54 Мвар;

Максимальная активная мощность для потребителей III категории:

Рmax 3 = РТП max·0,2 = 4·2,0·0,25 = 2 МВт.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ И КОЭФФИЦИЕНТОВ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИХ ГРАФИКИ НАГРУЗОК

Здесь необходимо определить следующие показатели и коэффициенты: годовое потребление активной энергии W

, среднюю активную мощность
Pср
, годовое число часов использования максимума активной мощности
Tmax
, время максимальных потерь
tmax
, коэффициент заполнения графика
кзп
.

Годовое потребление активной энергии, МВт·ч,

66907,2 МВт·ч,

где Pi

– мощность
i
-ой ступени графика, МВт;

Ti

– продолжительность
i
-ой ступени графика, ч.

Средняя активная мощность за сутки, МВт,

где Wсут

– активная энергия за сутки, МВт·ч, определяемая по соотношению:

Годовое число часов использования максимума активной мощности P

maxнагрузки, ч,

Время максимальных потерь, ч,

Коэффициент заполнения графика