Коэффициент совмещения максимумов нагрузок. Определение расчетных нагрузок городской электрической сети

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Расчет электрических нагрузок в сети ВН

Расчетные электрические нагрузки сетей 10(6) кВ определяется умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузки. Коэффициент мощности для линий 10(6) кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности 0,43).

Потери мощности в трансформаторах определяются по формулам:

, (20)

где , , - соответственно активная, реактивная и полная мощности нагрузки;

Сопротивление трансформатора;

Потери активной мощности на холостом ходу;

Ток холостого хода трансформатора;

Напряжение короткого замыкания трансформатора;

Соответственно мощность нагрузки и номинальная мощность трансформатора;

Произведем расчет потерь на примере ТП1.

кВАр.

Все остальные расчеты сведем в таблицу.

Таблица 6 – Расчет электрических нагрузок

	Мощность тр-ра, кВА

3.2 Выбор места расположения РП

Выбор места расположения РП должен производиться с учетом расположения трансформаторных подстанций, потерь мощности в сети 6-10 кВ, условий застройки и природных условий.

Следует стремиться к расположению РП вблизи границы питаемого им участка электрической сети, углубляясь на территорию района не более, чем на 10-15 % его протяженности с целью снижения расходов проводникового материала и уменьшения обратных перетоков мощности.

3.3 Проверка необходимости КРМ на шинах РП

При проектировании городской электрической сети целесообразна оценка необходимости компенсации реактивной мощности на шинах РП, так как в соответствии с руководящими указаниями компенсация реактивной мощности для потребителя не производится.

Определяется суммарная активная мощность на шинах РП с учетом коэффициента совмещения максимумов нагрузок:

Так как в результате расчета экономически целесообразная реактивная мощность оказалась больше требуемой, то проведение КРМ не требуется

3.4 Выбор схемы и сечений питающих и распределительных линий

здi , - расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт; k yi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) по табл. 2.3.1.
Расчетная нагрузка может определяться также с использованием удельных показателей, приведенных в п. 2.2.2.
2.3.2. Укрупненная расчетная электрическая нагрузка микрорайона (квартала), Р р.мр, кВт, приведенная к шинам 0,4 кВ ТП, определяется по формуле

Р р.мр = (Р р.ж.д.уд + Р общ.зд.уд) S 10-3 ,

где Р общ.зд.уд - удельная нагрузка общественных зданий микрорайонного значения, принимаемая для домов с электрическими плитами - 2,6 Вт/м2 , с плитами на твердом или газообразном топливе - 2,3 Вт/ м2 ; S - общая площадь жилых домов микрорайона (квартала), м2.
В укрупненных нагрузках общественных зданий микрорайонного значения учтены предприятия торговли и общественного питания, детские ясли-сады, школы, аптеки, раздаточные пункты молочных кухонь, приемные и ремонтные пункты, жилищно-эксплуатационные конторы и другие учреждения согласно СНиП по планировке и застройке городских и сельских поселений.
Электрические нагрузки общественных зданий районного и городского значения, включая лечебные учреждения и зрелищные предприятия, определяются дополнительно согласно п.п. 2.2.2 и 2.3.1.
2.3.3. Электрические нагрузки взаиморезервируемых линий (трансформаторов) при ориентировочных расчетах допускается определять умножением суммы расчетных нагрузок линий (трансформаторов) на коэффициент 0,9.

* Допускается использовать для подсчета нагрузок на шинах 0,4 кВ ТП.

Таблица 2.3.1.

Коэффициенты участия в максимуме нагрузки

Наименование зданий (помещений) с наибольшей

Жилые дома

Предприятия общественного питания

Средние учебные заведе-

Общеобразователь-

Организации и учрежде-

Предприятия торговли

Гостиницы

Парикмахерские

Детские ясли-

Поликлиники

Ателье и комбинаты

Предприятия

Кинотеатры

расчетной нагрузкой

с элект- рическими плитами

с плитами на твердом или газообразном топливе

столовые

рестораны, кафе

ния, библиотеки

ные школы, профессиональнотехнические училища

ния управления, проектные и конструкторские организации, учреждения финансирования и кредитования

односменные

полуторасменные, двухсменные

коммунального обслуживания

Жилые дома:

с электрическими плитами

с плитами на тве-рдом или газооб-разном топливе

Предприятия
общественного питания (столовые, кафе и рестораны)

Общеобразовательные школы, средние учебные заведения, профессионально- технические училища, библиотеки

Предприятия
торговли (односменные и полуторадвухсменные

Организации и учреждения
управлния, проектные и конструкторские организации, учреждения финансирования и кредитования

Гостиницы

Поликлиники

Ателье и комбинаты бытового обслуживания, предприятия коммунального обслуживания

Кинотеатры

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ СЕТЕЙ 10(6) кВ и ЦП

2.4.1. Расчетные электрические нагрузки городских сетей 10(6) кВ определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (ЦП, РП, линии и др.), на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент участия в максимуме нагрузок), принимаемый по табл. 2.1.1. Коэффициент мощности для линий 10(6) кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности 0,43).
2.4.2. Для реконструируемых электрических сетей в районах сохраняемой жилой застройки при отсутствии существенных изменений в степени ее электрификации (например, не предусматривается централизованный переход на электропищеприготовление) расчетные электрические нагрузки допускается принимать по фактическим данным.
2.4.3. Расчетные нагрузки на шинах 10(6) кВ ЦП определяются с учетом несовпадения максимумов нагрузок потребителей городских распределительных сетей и сетей промышленных предприятий (питающихся от ЦП по самостоятельным линиям) путем умножения суммы их расчетных нагрузок на коэффициент совмещения максимумов, принимаемый по табл. 2.4.2.
2.4.4. Для ориентировочных расчетов электрических нагрузок города (района) на расчетный срок концепции развития города рекомендуется применять укрупненные удельные показатели по табл. 2.4.3.

Таблица 2.4.1.

трансформаторов (k y)

Характеристика нагрузки	Количество трансформаторов
		более 20
Жилая застройка (70% и более нагрузки жилых домов и до 30% нагрузки общественных зданий)
Общественная застройка (70% и более нагрузки общественных зданий и до 30% нагрузки жилых домов)
Коммунально-промышленные зоны (65% и более нагрузки промышленных и общественных зданий и до 35% нагрузки жилых домов)

П р и м е ч а н и я:

1. Если нагрузка промышленных предприятий составляет менее 30% нагрузки общественных зданий, коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов следует принимать как для общественных зданий.
2. Коэффициенты совмещения максимумов нагрузок трансформаторов для промежуточных значений состава потребителей определяется интерполяцией.

Таблица 2.4.2.

Коэффициенты совмещения максимумов нагрузок
городских сетей и промышленных предприятий

Максимум	Отношение расчетной нагрузки предприятий к нагрузке городской сети
нагрузок
Утренний	0,75 0,6	0,8 0,7	0,85 0,75	0,88 0,8	0,9 0,85	0,92 0,87	0,95 0,9
Вечерний

П р и м е ч а н и я:

1. В числителе приведены коэффициенты для жилых домов с электроплитами, в знаменателе - с плитами на газовом или твердом топливе.
2. Меньшие значения коэффициентов в период вечернего максимума нагрузок следует принимать при наличии промышленных предприятий с односменным режимом работы, большие - когда все предприятия имею двух-, трехсменный режим работы. Если режим работы предприятий смешанный, то коэффициент совмещения определяется интерполяцией пропорционально их соотношению.
3. При отношении расчетной нагрузки промпредприятий к суммарной нагрузке городской сети менее 0,2 коэффициент совмещения для утреннего и вечернего максимумов следует принимать равным 1. Если это отношение более 4, коэффициент совмещения для утреннего максимума следует принимать равным 1; для вечернего максимума, если все предприятия односменные - 0,25, если двух-, трехсменные - 0,65.

Таблица 2.4.3.

Укрупненные показатели удельной расчетной
коммунально-бытовой нагрузки

	Город (район)
(группа) города	с плитами на природном газе, кВт/чел.		со стационарными электрическими плитами, кВт/чел.
	в целом	в том числе	в целом	в том числе
	по городу району		по городу району		микрорайоны (кварталы) застройки
Крупнейший
Крупный
Большой
Средний

Примечания:

1. Значения удельных электрических нагрузок приведены к шинам 10(6) кВ ЦП.
2. При наличии в жилом фонде города (района) газовых и электрических плит удельные нагрузки определяются интерполяцией пропорционально их соотношению.

Степень загрузки трансформатора при нормальной работе схемы определяется по выражению:

В послеаварийном режиме работы:

, (26)

где - паспортное значение мощности трансформатора, МВА;

- расчетное значение мощности для наиболее загруженной обмотки, МВА;

- количество трансформаторов.

На электрической станции выбираем не менее двух трансформаторов.

Выбираем мощность трансформатора электрической станции А.

Выбираем трансформатор ТДТН – 25000/220.

Число трансформаторов равно 3.

Выбираем трансформатор для подстанции а .

Рассматриваем наиболее нагруженную обмотку.

Выбираем трансформатор ТДТН – 40000/220.

Число трансформаторов равно 1, так как для II-III категории потребителей (как в данном случае) предусматривается 1 трансформатор.

Проверяем по коэффициенту загрузки:

Проверка показывает, что данный трансформатор удовлетворяет условию коэффициента загрузки.

в .

Рассматриваем наиболее нагруженную обмотку.

Выбираем трансформатор ТДТН-25000/220.

Проверяем по коэффициенту загрузки:

В послеаварийном режиме остается число трансформаторов на один меньше:

Проверка показывает, что данный трансформатор удовлетворяет условию коэффициента загрузки.

Выбираем трансформатор для тяговой подстанции с .

Выбираем трансформатор ТДТН– 25000/220

Число трансформаторов равно 2.

Проверяем по коэффициенту загрузки:

Сводим паспортные характеристики для выбранных типов трансформаторов в таблицу 3.

Таблица 3 - Паспортные характеристики трансформаторов

Тип тр-ра

Напр-я обм-к

Потери в тр-ре

ТДТН-25000/220

ТДТН-40000/220

ТДТН-25000/220

3. Определение приведенных нагрузок подстанций

О
пределяем параметры схемы замещения.

Рис.1. Т – образная схема замещения трансформатора.

Параметры схемы замещения трансформатора приведены к стороне высокого напряжения 220кВ.

Рассчитаем параметры для станции А .

Активное сопротивление определим по формуле:

Определим напряжения короткого замыкания каждой обмотки по формулам:

Определим реактивные сопротивления обмоток

Определим активную проводимость

Параметры схем замещения для трансформаторов подстанции а и тяговых подстанции b и с определим выше приведенными формулами.

Результаты расчетов приведены в таблице 3.

Параметры	подстанция
Параметры
R т1 =R т2 = R т3 =Rт, (Ом)



Х Т1 , (Ом)
Х Т2 , (Ом)
Х Т3 , (Ом)

Определим все мощности и потери мощностей в схеме замещения трансформаторов подстанций.

Р
ис. 2. Схема распределения мощностей в схеме замещения.

Приведем пример расчета мощностей для станции А при режиме максимальных нагрузок.

Определим мощность в конце обмотки низшего напряжения:

Определим потери мощности в обмотке низкого напряжения.

R Т – активное сопротивление трансформатора.

В численном виде потери мощности:

Определим мощности в начале обмотки низшего напряжения:

Определим мощность в конце обмотки среднего напряжения:

Определим потери мощности в обмотке среднего напряжения:

Определим мощности в начале обмотки среднего напряжения

Определим мощности в конце обмотки высокого напряжения

Определим потери мощности в обмотке высокого напряжения:

Определим мощности в начале обмотки высшего напряжения

Определим постоянные потери в трансформаторе

Приведенная мощность трансформатора

Тяговые подстанции “в”, “с” и подстанцию “а”, рассчитываем аналогично по формулам (27) - (46) в режимах максимума и минимума нагрузок. Результаты расчетов представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Приведенные нагрузки подстанций

Параметры
Параметры

При расчете приведенных нагрузок подстанций активное сопротивление трансформаторов намного меньше реактивного обмоток ВН и НН, обмотка СН является источником реактивной мощности. В минимальном режиме работы нагрузок, мощность отдаваемая электростанцией достаточна для питания всех потребителей, а оставшаяся энергия отдается энергосистеме.

Нахождение предварительного распределения мощностей в сети для

режима наибольших нагрузок.

Условно разрежем схему, изображенную на рис.1 по источнику питания.

Рис. 5 Расчетная схема.

где - суммарная длина всей сети, км;

Рассчитаем мощности протекающим по плечам между нагрузками.

где- S пр i -приведенные мощности соответствующих электрических станций и тяговых подстанций (МВА),

L i –длины соответствующих участков,(км).

Расчеты для остальных режимов приведены в таблице 5

Мощности участков линии.

Таблица 5

Участок ЛЭП	Полная мощность в расчетном режиме, МВА
	наибольших нагрузок	Наименьших нагрузок
	40.3402+j26.4424
	24.9078+j15.1276
	28.5722+j16.0394

Режим максимальных нагрузок

Режим минимальных нагрузок

Определяем токи, протекающие по участкам цепи.

(49)

где S i - мощность протекающая по участку, (МВА);

U ном – напряжение питающей сети, (В).

Определяем токи соответствующие участкам цепи по формуле (49):

Таблица 8 - Токовые нагрузки участков линии

Приказ Министерства энергетики РФ от 6 мая 2014 г. N 250
"Об утверждении Методических указаний по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства, а также по определению и применению коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) при определении степени загрузки таких объектов"

В соответствии с постановлениями Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. N 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 4, ст. 504; N 16, ст. 1883; N 20, ст. 2539; N 23, ст. 3008; N 24, ст. 3185; N 28, ст. 3897; N 41, ст. 5636; 2013, N 1, ст. 68; N 21, ст. 2647; N 22, ст. 2817; N 26, ст. 3337; N 27, ст. 3602; N 31, ст. 4216, 4234; N 35, ст. 4528; N 44, ст. 5754; N 47, ст. 6105; 2014, N 2, ст. 89, 131) и от 4 мая 2012 г. N 442 "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии" (Собрание законодательства Российской Федерации 2012, N 23, ст. 3008; 2013, N 1, ст. 45, 68; N 5, ст. 407; N 31, ст. 4226; N 32, ст. 4309; N 35, ст. 4523, 4528) приказываю:

MBA - требуемая номинальная мощность загрузки силового (авто-) трансформатора, определяемая по формулам (2)-(5) ;

MBA - фактическая номинальная мощность установленного силового (авто-) трансформатора, определяемая с учетом перемаркировки по техническому паспорту силового (авто-) трансформатора.

4. В случае если на подстанции установлен один силовой трансформатор, требуемая номинальная мощность загрузки такого трансформатора определяется по формуле :

МВт - сумма максимальных мощностей энергопринимающих устройств потребителей с характером нагрузки р, присоединенных в установленном порядке к подстанции, на которой установлен силовой трансформатор, и максимальных мощностей энергопринимающих устройств потребителей с характером нагрузки р, в отношении которых не завершена процедура технологического присоединения к подстанции, но заключен договор об осуществлении технологического присоединения к подстанции, на которой установлен силовой трансформатор. Указанные величины определяются в соответствии с Правилами Правилами постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52, ст. 5525; 2007, N 14, ст. 1687; 2009, N 8, ст. 979; N 17, ст. 2088; N 41, ст. 4771; 2010, N 40, ст. 5086; 2011, N 10, ст. 1406; 2012, N 4, ст. 504; N 23, ст. 3008; N 41, ст. 5636; N 49, ст. 6858; N 52, ст. 7525; 2013, N 33, ст. 4392; 2013, N 30 (часть II), ст. 4119, N 31, ст. 4226, ст. 4236, N 32 ст. 4309, N 33, ст. 4392, N 35, ст. 452, N 42, ст. 5373, N 44, ст. 5765, N 47, ст. 6105, N 48, ст. 6255);

Коэффициент совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) потребителей с характером нагрузки р, определяемый в соответствии с разделом III настоящих Методических указаний;.

Сумма по всем энергопринимающим устройствам потребителей со всеми различными характерами нагрузки р, присоединенным либо присоединяемым к подстанции, на которой установлен силовой трансформатор;

Коэффициент мощности при максимуме нагрузки, равный 0,9;

МВт - величина заявленной мощности сетевой организации, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на текущий период регулирования g;

МВт - величина заявленной мощности сетевой организации, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на период регулирования (год), за 5 лет (g-5) до текущего периода регулирования (года);

Коэффициент, равный отношению ближайшего большего значения номинальной мощности силового (авто-) трансформатора, представленного в номинальном ряде мощностей, к значению номинальной мощности, полученному по формулам (2)-(5) без учета такого коэффициента, но не более 1,6 для силового трансформатора и не более 2 для силового автотрансформатора.

5. В случае если на подстанции установлен один силовой автотрансформатор, требуемая номинальная мощность загрузки такого автотрансформатора определяется по формуле :

МВт - сумма максимальных мощностей энергопринимающих устройств, присоединенных в установленном порядке к подстанции через обмотку низкого напряжения силового автотрансформатора сетевой организации, и максимальных мощностей энергопринимающих устройств, в отношении которых не завершена процедура технологического присоединения к подстанции через обмотку низкого напряжения силового автотрансформатора сетевой организации, но заключен договор об осуществлении технологического присоединения. Указанные величины определяются в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг и Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии (мощности), объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861;

КВ - среднее номинальное напряжение силового автотрансформатора;

КВ - высокое номинальное напряжение силового автотрансформатора.

6. В случае если на подстанции установлено два и более силовых трансформаторов, требуемая номинальная мощность загрузки каждого силового трансформатора определяется по формуле:

MBA - фактическая номинальная мощность силового трансформатора i, определяемая с учетом перемаркировки по техническому паспорту силового трансформатора;

MBA - сумма фактических номинальных мощностей, определяемых с учетом перемаркировки по техническим паспортам силовых трансформаторов, установленных на подстанции, за исключением наибольшей фактической номинальной мощности среди иных силовых трансформаторов, установленных на подстанции.

N - количество силовых трансформаторов на подстанции;

Коэффициент допустимой степени перегрузки силового трансформатора, определяемый согласно приложению N 1

7. В случае если на подстанции установлено два и более силовых автотрансформаторов, требуемая номинальная мощность загрузки каждого силового автотрансформатора определяется по формуле:

MBA - фактическая номинальная мощность силового автотрансформатора i, определяемая с учетом перемаркировки по техническому паспорту силового автотрансформатора;

MBA - сумма фактических номинальных мощностей, определяемых с учетом перемаркировки по техническим паспортам силовых автотрансформаторов, установленных на подстанции, за исключением наибольшей фактической номинальной мощности среди иных силовых автотрансформаторов, установленных на подстанции;

N - количество силовых автотрансформаторов на подстанции;

Коэффициент допустимой степени перегрузки силового автотрансформатора, определяемый согласно приложению N 1 к настоящим Методическим указаниям.

8. В случае если определяется степень загрузки силового (авто-) трансформатора подстанции, к которой энергопринимающие устройства потребителей электрической энергии (мощности) присоединены опосредованно через силовые (авто-) трансформаторы другой подстанции сетевой организации, величина требуемой номинальной мощности загрузки такого силового (авто-) трансформатора, определяемая по формулам (2)-(5) , увеличивается в 1,1 раза.

III. Порядок определения и применения коэффициентов совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) при определении степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства

9. Для расчета степени загрузки силовых (авто-) трансформаторов коэффициенты совмещения максимума потребления электрической энергии (мощности) определяются по формуле :

Коэффициент несовпадения максимумов нагрузки подстанций для j-ого уровня напряжения, определяемый в соответствии с приложением N 2

Коэффициент, учитывающий совмещение максимумов нагрузок трансформаторов, определяемый для присоединенных либо присоединяемых к силовому (авто-) трансформатору энергопринимающих устройств в соответствии с приложением N 3 к настоящим Методическим указаниям;

Произведение по всем j уровням напряжения, с использованием которых присоединено либо присоединяется к силовому (авто-) трансформатору соответствующее энергопринимающее устройство потребителя.

Характер нагрузки определяется в порядке, предусмотренном Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861.

Приложение N 1

Допустимые аварийные перегрузки для силовых (авто-) трансформаторов различной системы охлаждения в зависимости от температуры (°С) охлаждающей среды (в долях от номинального тока)

охлаждения

со сроком эксплуатации менее 30 лет

со сроком эксплуатации 30 лет и более

20°С и ниже

Примечание:

М - естественное масляное охлаждение;

Д - масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла;

ДЦ - масляное охлаждение с дутьем и с принудительной циркуляцией масла;

Ц - масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла.

Приложение N 2

Коэффициенты несовпадения максимумов нагрузки подстанций в зависимости от класса напряжения

Класс напряжения	Значения коэффициентов несовпадения максимумов нагрузки подстанций ()


110 кВ и выше

Приложение N 3

Коэффициенты, учитывающие совмещение максимумов нагрузок трансформаторов в зависимости от характера нагрузки потребления

Характер нагрузки	Значения коэффициентов, учитывающих совмещение максимумов нагрузок
1. Потребление электрической энергии промышленными предприятиями:
трехсменные
двухсменные
односменные
2. Потребление электрической энергии сельскохозяйственными предприятиями
3. Потребление электрической энергии электрифицированным транспортом, а также для целей уличного освещения
4. Потребление электрической энергии населением и приравненными к нему категориями, а также при осуществлении иных видов деятельности

Коэффициент нагрузки трансформатора при равномерном графике нагрузки определяется из выражения

Однако в условиях эксплуатации не всегда возможно регулировать нагрузку трансформатора для получения оптимального коэффициента загрузки,

Диагностика трансформаторов. Одной из составляющих диагностической системы может служить подсистема, построенная на базе математической модели нагрузочной способности трансформатора, которая для своей работы не требует установки датчиков внутри трансформатора. Для ее функционирования необходимы данные о текущей нагрузке трансформатора, о его напряжении и температуре окружающей среды . Кроме того, должны быть известны потери холостого хода и короткого замыкания, а также расчетные (номинальные) значения превышений температуры обмотки и масла в верхних слоях. Такая подсистема оценки интегрального износа изоляции позволяет в непрерывном режиме получать данные о степени износа изоляции и прогнозировать срок службы трансформатора. Эта информация, в сочетании с плановыми проверками характеристик изоляции (сопротивление изоляции, коэффициент абсорбции и др.), позволяет проводить ремонт по мере необходимости в зависимости от степени реального износа изоляции трансформатора. В настоящее время установлены связи между выделяемыми в масло газами и причинами их появления. Так, выделение водорода свидетельствует о наличии в трансформаторе частичных разрядов, ацетилена - о наличии электрической дуги и искрения, этилена - о местных нагревах масла и бумажно-масляной изоляции выше 873 К, метана -о местных нагревах изоляции в диапазоне 673... 873 К, этана - о местных нагревах масла и изоляции в диапазоне 573...673 К, оксида и диоксида углерода - о старении и увлажнении масла и твердой изоляции, диоксида углерода - о нагреве твердой изоляции. Кроме указанных газов в масле может содержаться кислород (воздух), наличие которого свидетельствует о нарушении герметичности трансформаторов.

Экономия электроэнергии в системе электроснабжения может быть достигнута применением схем глубоких вводов 35-110 кв и сооружением одной или нескольких подстанций с первичным напряжением 35-ПО кв вблизи от основных потребителей энергии. При этом значительно сокращается протяженность электросетей напряжением 6 и 10 кв, отпадает необходимость установки блок-трансформаторов 10/6 кв и в результате снижаются потери электроэнергии. Кроме того, правильный выбор количества и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях исключает их работу с малой нагрузкой. Применение связей между отдельными подстанциями исключает необходимость иметь включенными все подстанции цехов во время уменьшения нагрузки или для производства ремонтных работ, для электрического освещения и т. п. Связь между отдельными подстанциями обеспечивает регулирование нагрузки трансформаторов, сокращение количества работающих трансформаторов и, как следствие, снижение потерь энергии в сетях и недопущение понижения коэффициента мощности. 10-1217 145

Уменьшение этой нагрузки может быть достигнуто с помощью правильного размещения оборудования и выбора соответствующего коэффициента трансформации трансформаторов тока. Оптимальная величина этого коэффициента лежит в пределах 400 1-800 1.

Расчет производится с учетом параметров трансформатора, часов его использования и степени нагрузки. Коэффициент нагрузки определяется как отношение тока нагрузки к номинальному току трансформатора.

Анализ резервов снижения технологических (технических) потерь и разработка мероприятий по их реализации осуществляются с учетом физических факторов , определяющих указанные потери. Так, известно, что потери активной мощности в воздушных и кабельных ЛЭП уменьшаются при сокращении протяженности сети, уменьшении нагрузки (передаваемой мощности), увеличении напряжения и повышении коэффициента мощности электроустановок потребителей (см. главу 26). Коэффициент полезного действия трансформаторов зависит от потерь в стали сердечника (на покрытие которых затрачивается мощность холостого хода), коэффициента загрузки трансформатора, а также коэффициента мощности (os ф), при котором работает аппарат. В связи с этим важное значение, например, имеет оптимизация загрузки трансформаторов в разных узлах сети.

При оптимизации режима определяются оптимальные значения всех параметров режима реактивных мощностей , генерирующих источников, коэффициентов трансформации трансформаторов и т. д. Планируемый режим должен быть допустимым, т.е. должны удовлетворяться условия надежности электроснабжения и качества электроэнергии, и, кроме того, наиболее экономичным среди допустимых режимов. Условия надежности электроснабжения и качества электроэнергии при расчетах допустимых режимов учитываются в виде ограничений равенств и неравенств на контролируемые параметры режима. Наиболее экономичным режимом является тот из допустимых режимов, при котором обеспечивается минимум потерь активной и реактивной мощности при заданной в каждый момент времени нагрузке потребителей.

Как известно, с повышением напряжения в сети растет потребление реактивной мощности , и наоборот. Поэтому иногда в питающей незагруженные асинхронные двигатели сети применяется снижение напряжения за счет переключения ответвлений на трансформаторах. К этому мероприятию можно прибегать лишь в случаях, когда в сети держится чрезмерно высокое напряжение. Если же этого нет, то при совместном питании осветительной и силовой нагрузки понижение напряжения в сети с целью повышения коэффициента мощности приведет к понижению напряжения на лампах, уменьшению их светоотдачи, снижению освещенности

Характеристика работ. Сборка схем сложных испытаний электрооборудования и электроаппаратуры сложной конструкции. Испытание, проверка работы и снятие технических характеристик по приборам сложных электрических машин. Испытание высоковольтного оборудования и силовых трансформаторов напряжением свыше 10 кВ и мощностью свыше 560 кВ- А, генераторов и двигателей постоянного тока. Измерение коэффициента трансформации , омического сопротивления обмоток, характеристик изоляции, опережающих степень ее увлажнения, тангенса угла диэлектрических потерь. Проверка работы переключателей напряжения трансформаторов с регулированием натяжения под нагрузкой. Испытание оборудования Выполнение работ по сборке, ремонту оборудования и аппаратуры при испытании.

Характеристика работ. Полная сборка схем сложных испытаний электрооборудования и электроаппаратуры сложной конструкции. Испытание, проверка работы и снятие технических характеристик по приборам сложных электрических машин. Испытание высоковольтного оборудования и силовых трансформаторов напряжением свыше 10 кв и мощностью свыше 560 ква, генераторов и двигателей постоянного тока. Измерение коэффициента трансформации , омического сопротивления обмоток, характеристик изоляции, опережающих степень ее увлажнения, угла диэлектрических потерь. Проверка работы переключателей напряжения трансформаторов с регулированием натяжения под нагрузкой. Испытание оборудования импульсным напряжением. Проверка и испытание узлов электронной аппаратуры. Выполнение работ по сборке, ремонту оборудования и аппаратуры при испытании. Должен знать основы электротехники, электромеханики и электроники конструкцию сложных генераторов и электродвигателей переменного и постоянного тока, силовых и измерительных трансформаторов полную электрическую схему испытательной станции или лаборатории измерительные схемы особо сложных промышленных установок для испытаний.

Оплачиваемая мощность потребителей и их максимальная нагрузка взаимосвязаны. Наиболее удобно взимать основную плату за электроэнергию по величине суммарной присоединенной электрической мощности, под которой понимают мощность понизительных трансформаторов и высоковольтных электродвигателей, присоединенных непосредственно к подстанциям энергоснабжающего предприятия. В этом случае облегчается проверка и учет, а потребители стремятся к улучшению коэффициента мощности os qp, так как они заинтересованы в снижении присоединенной мощности.

Под заявленной понимается наибольшая получасовая электрическая мощность потребителя, совпадающая с периодом максимальной нагрузки энергосистемы. Заявленная мощность характеризует участие потребителя в формировании совмещенного максимума нагрузки энергосистемы. Дополнительная плата за 1 кВт- ч установлена за отпущенную потребителю активную электрическую энергию, учтенную счетчиком на стороне первичного напряжения головного абонентского трансформатора. Если счетчик установлен на стороне вторичного напряжения, вводится повышающий коэффициент 1,025 (так как в этом случае не учитываются потери в самом трансформаторе).

При отсутствии на предприятиях самопишущих приборов используют значения средних Рср, Q p и среднеквадратичных Р, Q K нагрузок, определяемые для выбора мощности питающих трансформаторов ГПП предприятий с резкопеременными нагрузками на стадии проектирования . Поправочные коэффициенты

Определение коэффициентов использования и анализ работы электростанции за месяц, квартал или год ничем не отличается от анализа работы за сутки. Эти же методы пригодны для определения использования других генерирующих установок - котлов, двигателей, а также преобразующих и потребляющих установок - трансформаторов, электромоторов и пр. Все.показатели использования режима работы и нагрузки можно наглядно представить на графике (см. рис. 8.1). Площадь графика,. расположенная ниже прямой установленной мощности, изображает в некотором масштабе максимально возможную выработку электроэнергии площадь графика, расположенная ниже кривой нагрузки в том же масштабе, - фактическую выработку электроэнергии. Действительно, площадь прямоугольника измеряется произведением основания на высоту, т. е. киловатт на часы. Это и есть энергия в киловатт-часах. Отношение этих площадей характеризует использование установленной мощности.