- •1. Потребители электрической энергии. Группы потребителей.
- •2. Уровни (ступени) системы электроснабжения.
- •4. Характерные электроприемники.
- •5. Параметры электропотребления и расчетные коэффициенты.
- •6. Формализуемые методы расчета электрических нагрузок.
- •7. Схемы присоединения и выбор питающих напряжений
- •8. Источники питания потребителей и построение схемы электроснабжения
- •9. Выбор места расположения источников питания
- •10. Исходные данные и выбор схемы гпп.
- •11. Выбор и использование силовых трансформаторов.
- •12. Цеховые подстанции третьего уровня системы электроснабжения.
- •13. Выбор трансформаторов для цеховых подстанций.
- •14. Общие сведения о способах передачи и распределении электроэнергии.
- •15. Выбор сечений жил кабелей и проводов по экономическим соображениям.
- •16.Выбор сечений жил кабелей и проводов воздушных линий по нагреву расчетным током..
- •17. Выбор сечений жил кабелей по нагреву током короткого замыкания.
- •18.Выбор сечений жил кабелей и проводов воздушных линий по потерям напряжения.
- •22. Выбор высоковольтных выключателей (ячеек).
- •23. Выбор разъединителей, отделителей, короткозамыкателей.
- •24. Выбор выключателей нагрузки и предохранителей.
- •25. Выбор реакторов.
- •26. Проверка токоведущих устройств на термическую и динамическую стойкость.
- •27. Выбор жестких шин.
- •28. Конструктивное выполнение цеховых сетей.
- •29. Выбор комплектных шинопроводов на напряжение до 1000 в.
- •30.Расчет осветительной установки.
- •31. Электроснабжение осветительных установок
- •32. Заземляющие устройства.
- •33. Расчет молниезащитных устройств зданий и сооружений.
- •34. Нормы качества электрической энергии и область их применения в системах электроснабжения.
- •35. Способы и технические средства повышения качества электроэнергии.
- •36. Баланс активных и реактивных мощностей.
- •38.Компенсирующие устройства.
- •39 .Выбор мощности компенсирующих устройств.
- •40. Организация электропотребления. Потребитель и электроснабжающая организация.
- •41. Нормы расхода электроэнергии по уровням производства.
- •42. Основные направления энергосбережения.
11. Выбор и использование силовых трансформаторов.
Расчетный срок службы трансформатора обеспечивается при соблюдении условий:
Sн.т = Sном; Uсеть = Uном; τо.ср = τном, где Sн.т – нагрузка трансформатора; Uсеть – напряжение сети, к которой подключен трансформатор; τо.ср – температура окружающей среды.
Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком нагрузки, из которого известна как максимальная, так и среднесуточная активная нагрузка данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки. График позволяет утверждать, соответствуют ли эксплуатационные условия загрузки теоретическому сроку службы, определяемому заводом-изготовителем (обычно 20–25 лет). Если при выборе номинальной мощности трансформатора на однотрансформаторной подстанции исходить из условия
Sном ≥ ΣРmax ≥ Pp , где max ΣР − максимальная активная нагрузка пятого года эксплуатации; Рр − проектная расчетная мощность подстанции, то при графике с кратковременным пиком нагрузки (0,5−1 ч) трансформатор длительное время будет работать с недогрузкой. При этом неизбежно завышение номинальной мощности трансформатора и, следовательно, завышение установленной мощности подстанции. В ряде случаев выгоднее выбирать номинальную мощность трансформатора, близкую к максимальной нагрузке достаточной продолжительности с полным использованием его перегрузочной способности с учетом систематических перегрузок в нормальном режиме.
Перегрузки трансформатора можно определить при преобразовании заданного графика нагрузки в эквивалентный в тепловом отношении (рис. 5.3).
Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной
подстанции, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей с допустимой аварийной перегрузкой.
Рис. 5.3. Графики нагрузки: _________ начальная нагрузка; − − − − − − пиковая нагрузка, превышающая номинальную; 1 – фактический суточный график; 2 – двухступенчатый, эквивалентный фактическому графику
Номинальная мощность трансформатора на подстанции, МВА, с числом трансформаторов п > 1 в общем виде определяется из выражения
Sном ≥ Рр/(kп.н(п-1)cosφ), где Рр = Рmах k1-2 – расчетная мощность, МВт; Рmах – суммарная активная максимальная нагрузка подстанции на расчетный уровень пять лет, МВт; k1-2 – коэффициент участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категорий; k п.н – коэффициент допустимой аварийной перегрузки; cosφ – коэффициент мощности нагрузки.
Аварийные перегрузки масляных трансформаторов со всеми видами охлаждения:
перегрузка, % ...... 30 45 60 75 100 200
t, мин .................. 120 80 45 20 10 1,5
12. Цеховые подстанции третьего уровня системы электроснабжения.
Цеховые трансформаторные подстанции напряжением 6–10/(0,4–0,69) кВ не имеют, как правило, сборных шин первичного напряжения как при радиальном (рис. 6.1, а), так и при магистральном питании (рис. 6.1, б). При радиальной схеме питания глухое присоединение к линии 6–10 кВ (рис. 6.2, а) идет от распределительной подстанции 4УР (к глухим присоединениям относят и применение штепсельного кабельного разъема).
При магистральном (кольцевом, петлевом) питании на вводе трансформатора устанавливают: при номинальной мощности S ном ≥ 630 кВА – предохранитель и выключатель нагрузки (рис. 6.2, б); при S ном ≤ 400 кВА – разъединитель и предохранитель (рис. 6.2, в). Для трансформаторов 25–100 кВА можно устанавливать лишь один разъединитель.
Рис. 6.1. Схемы питания трансформаторов ЗУР: а – радиальная; б – магистральная
6.2. Схемы включения трансформаторов КТП в электрическую сеть (описание в тексте)
Широко применяемые КТП не имеют сборных шин первичного напряжения и отличаются только конструкцией (в зависимости от завода изготовителя).