Расчет допустимых нагрузок на трансформатор
Суточные графики нагрузок
потребителей
Вычислим значение всех ступеней от 0 до 24 часов
.Населенный пункт, максимальная мощность 2МВт
Зимний график нагрузки:
Р0-1= n%
∙ Pmax / 100 =
60%* 2 / 100 = 1,2 МВт
Р1-2= n%
∙ Pmax / 100 =
52%*2 / 100 = 1,04МВт
Р2-4= n%
∙ Pmax / 100 =
37%*2 / 100 = 0,74МВт
Р4-5= n%
∙ Pmax / 100 =
45%*2 / 100 = 0,9МВт
Р5-6= n%
∙ Pmax / 100 =
55%*2 / 100 = 1,1МВт
Р6-7= n%
∙ Pmax / 100 =
70%*2 / 100 = 1,4МВт
Р7-8= n%
∙ Pmax / 100 =
80%*2 / 100 = 1,6МВт
Р8-9= n%
∙ Pmax / 100 =
85%*2 / 100 = 1,7МВт
Р9-10= n%
∙ Pmax / 100 =
70%*2 / 100 = 1,4МВт
Р10-11= n%
∙ Pmax / 100 =
50%*2 / 100 = 1МВт
Р11-12= n%
∙ Pmax / 100 =
45%*2 / 100 = 0,9МВт
Р12-14= n%
∙ Pmax / 100 =
40%*2 / 100 = 0,8МВт
Р14-15= n%
∙ Pmax / 100 =
60%*2 / 100 = 1,2МВт
Р15-16= n%
∙ Pmax / 100 =
70%*2 / 100 = 1,4МВт
Р16-17= n%
∙ Pmax / 100 =
80%*2 / 100 = 1,6МВт
Р17-18= n%
∙ Pmax / 100 =
90%*2 / 100 = 1,8МВт
Р18-20= n%
∙ Pmax / 100 =
100%*2 / 100 = 2МВт
Р19-20= n%
∙ Pmax / 100 =
100%*2 / 100 = 2МВт
Р20-21= n%
∙ Pmax / 100 =
95%*2 / 100 = 1,9МВт
Р21-22= n%
∙ Pmax / 100 =
85%*2 / 100 = 1,7МВт
Р22-23= n%
∙ Pmax / 100 =
80%*2 / 100 = 1,6МВт
Р23-24= n%
∙ Pmax / 100 =
70%*2 / 100 = 1,4МВт
Летний график нагрузки:
Р0-1= n%
∙ Pmax / 100 =
55%* 2 / 100 = 1,1 МВт
Р1-2= n%
∙ Pmax / 100 =
37%*2 / 100 = 0,74МВт
Р2-5= n%
∙ Pmax / 100 =
25%*2 / 100 = 0,5МВт
Р5-6= n%
∙ Pmax / 100 =
37%*2 / 100 = 0,74МВт
Р6-7= n%
∙ Pmax / 100 =
45%*2 / 100 = 0,9МВт
Р7-8= n%
∙ Pmax / 100 =
63%*2 / 100 = 1,26МВт
Р8-9= n%
∙ Pmax / 100 =
68%*2 / 100 = 1,36МВт
Р9-10= n%
∙ Pmax / 100 =
63%*2 / 100 = 1,26МВт
Р10-12= n%
∙ Pmax / 100 =
45%*2 / 100 = 0,9МВт
Р12-14= n%
∙ Pmax / 100 =
37%*2 / 100 = 0,74МВт
Р14-15= n%
∙ Pmax / 100 =
45%*2 / 100 = 0,9МВт
Р15-17= n%
∙ Pmax / 100 =
55%*2 / 100 = 1,1МВт
Р17-18= n%
∙ Pmax / 100 =
60%*2 / 100 = 1,2МВт
Р18-19= n%
∙ Pmax / 100 =
68%*2 / 100 = 1,36МВт
Р19-20= n%
∙ Pmax / 100 =
78%*2 / 100 = 1,56МВт
Р20-22= n%
∙ Pmax / 100 =
85%*2 / 100 = 1,7МВт
Р22-23= n%
∙ Pmax / 100 =
75%*2 / 100 = 1,5МВт
Р23-24= n%
∙ Pmax / 100 =
60%*2 / 100 = 1,2МВт
трансформатор
подстанция нагрузка
Расчет зимнего графика нагрузки
|
0-1
|
1-2
|
2-3
|
3-4
|
4-5
|
5-6
|
6-7
|
7-8
|
8-9
|
9-10
|
10-11
|
11-12
|
Час
|
|
60
|
52
|
37
|
37
|
45
|
55
|
70
|
80
|
85
|
70
|
50
|
45
|
ni%
|
|
1,2
|
1,04
|
0,74
|
0,74
|
0,9
|
1,1
|
1,4
|
1,6
|
1,7
|
1,4
|
1
|
0,9
|
Pi
|
|
12-13
|
13-14
|
14-15
|
15-16
|
16-17
|
17-18
|
18-19
|
19-20
|
20-21
|
21-22
|
22-23
|
23-24
|
Час
|
|
40
|
40
|
60
|
70
|
80
|
90
|
100
|
100
|
95
|
85
|
80
|
70
|
ni%
|
|
0,8
|
0,8
|
1,2
|
1,4
|
1,6
|
1,8
|
2
|
2
|
1,9
|
1,7
|
1,6
|
1,4
|
Pi
|
Расчет летнего графика нагрузки
|
0-1
|
1-2
|
2-3
|
3-4
|
4-5
|
5-6
|
6-7
|
7-8
|
8-9
|
9-10
|
10-11
|
11-12
|
Час
|
|
55
|
37
|
25
|
25
|
25
|
37
|
45
|
63
|
68
|
63
|
45
|
45
|
ni%
|
|
1,1
|
0,74
|
0,5
|
0,5
|
0,5
|
0,74
|
0,9
|
1,26
|
1,36
|
1,26
|
0,9
|
0,9
|
Pi
|
|
12-13
|
13-
14
|
14-15
|
15-16
|
16-17
|
17-18
|
18-19
|
19-20
|
20-21
|
21-22
|
22-23
|
23-24
|
Час
|
|
37
|
37
|
45
|
55
|
55
|
60
|
68
|
78
|
85
|
85
|
75
|
60
|
ni%
|
|
0,74
|
0,74
|
0,9
|
1,1
|
1,1
|
1,2
|
1,36
|
1,56
|
1,7
|
1,7
|
1,5
|
1,2
|
Pi
|
На основании данных таблиц строим графики
суточной нагрузки населенного пункта
.Машиностроительный завод, максимальная мощность
4МВт
Зимний график нагрузки:
Р0-4= n%
∙ Pmax / 100 =
40%* 4 / 100 = 1,6 МВт
Р4-6= n%
∙ Pmax / 100 =
10%*4 / 100 = 0,4МВт
Р6-10= n%
∙ Pmax / 100 =
100%*4 / 100 = 4МВт
Р10-12= n%
∙ Pmax / 100 =
70%*4 / 100 = 2,8МВт
Р12-14= n%
∙ Pmax / 100 =
100%*4 / 100 = 4МВт
Р14-18= n%
∙ Pmax / 100 =
90%*4 / 100 = 3,6МВт
Р18-19= n%
∙ Pmax / 100 =
50%*4 / 100 = 2МВт
Р19-22= n%
∙ Pmax / 100 = 90%*4
/ 100 = 3,6МВт
Р22-24= n%
∙ Pmax / 100 =
40%*4 / 100 = 1,6МВт
Летний график нагрузки:
Р0-2= n%
∙ Pmax / 100 =
36%*4 / 100 = 1,44 МВт
Р2-4= n%
∙ Pmax / 100 =
31%*4 / 100 = 1,24МВт
Р4-8= n%
∙ Pmax / 100 =
6%*4 / 100 = 0,24МВт
Р8-10= n%
∙ Pmax / 100 = 90%*4
/ 100 = 3,6МВт
Р10-12= n%
∙ Pmax / 100 =
50%*4 / 100 = 2МВт
Р12-14= n%
∙ Pmax / 100 =
85%*4 / 100 = 3,4МВт
Р14-16= n%
∙ Pmax / 100 =
80%*4 / 100 = 3,2МВт
Р16-18= n%
∙ Pmax / 100 =
75%*4 / 100 = 3МВт
Р18-20= n%
∙ Pmax / 100 =
30%*4 / 100 = 1,2МВт
Р20-22= n%
∙ Pmax / 100 =
80%*4 / 100 = 3,2МВт
Р22-24= n%
∙ Pmax / 100 =
34%*4 / 100 = 1,36МВт
Расчет зимнего графика нагрузки
|
0-1
|
1-2
|
2-3
|
3-4
|
4-5
|
5-6
|
6-7
|
7-8
|
8-9
|
9-10
|
10-11
|
11-12
|
Час
|
|
40
|
40
|
40
|
40
|
10
|
10
|
100
|
100
|
100
|
100
|
70
|
70
|
ni%
|
|
1,6
|
1,6
|
1,6
|
1,6
|
0,4
|
0,4
|
4
|
4
|
4
|
4
|
2,8
|
2,8
|
Pi
|
|
12-13
|
13-14
|
14-15
|
15-16
|
16-17
|
17-18
|
18-19
|
19-20
|
20-21
|
21-22
|
22-23
|
23-24
|
Час
|
|
100
|
100
|
90
|
90
|
90
|
90
|
50
|
90
|
90
|
90
|
40
|
40
|
ni%
|
|
4
|
4
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
2
|
3,6
|
3,6
|
3,6
|
1,6
|
1,6
|
Pi
|
Расчет летнего графика нагрузки
|
0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-12Час
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
36
|
36
|
31
|
31
|
6
|
6
|
6
|
6
|
90
|
90
|
50
|
50
|
ni%
|
|
1,44
|
1,44
|
1,24
|
1,24
|
0,24
|
0,24
|
0,24
|
0,,24
|
3,6
|
3,6
|
2
|
2
|
Pi
|
|
12-13
|
13-14
|
14-15
|
15-16
|
16-17
|
17-18
|
18-19
|
19-20
|
20-21
|
21-22
|
22-23
|
23-24
|
Час
|
|
85
|
85
|
80
|
75
|
75
|
30
|
30
|
80
|
80
|
34
|
34
|
ni%
|
|
3,4
|
3,4
|
3,2
|
3,2
|
3
|
3
|
1,2
|
1,2
|
3,2
|
3,2
|
1,36
|
1,36
|
Pi
|
На основании данных таблиц строим графики
суточной нагрузки
.Предприятие черной металлургии, максимальная
мощность 8МВт
Зимний график нагрузки:
Р0-1= n%
∙ Pmax / 100 =
98%*8 / 100 = 7,84 МВт
Р1-3= n%
∙ Pmax / 100 =
97%*8 / 100 = 7,76МВт
Р3-4= n%
∙ Pmax / 100 =
98%*8 / 100 = 7,84 МВт
Р4-9= n%
∙ Pmax / 100 =
100%*8 / 100 = 8МВт
Р9-11= n%
∙ Pmax / 100 =
98%*8 / 100 = 7,84 МВт
Р11-17= n%
∙ Pmax / 100 =
100%*8 / 100 = 8МВт
Р17-19= n%
∙ Pmax / 100 =
98%*8 / 100 = 7,84 МВт
Р19-22= n%
∙ Pmax / 100 =
100%*8 / 100 = 8МВт
Р22-24= n%
∙ Pmax / 100 =
98%*8 / 100 = 7,84 МВт
Летний график нагрузки:
Р0-1= n%
∙ Pmax / 100 =
86%*8 / 100 = 6,88 МВт
Р1-3= n%
∙ Pmax / 100 =
80%*8 / 100 = 6,4 МВт
Р3-4= n%
∙ Pmax / 100 =
86%*8 / 100 = 6,88 МВт
Р4-9= n%
∙ Pmax / 100 =
90%*8 / 100 = 7,2МВт
Р9-11= n%
∙ Pmax / 100 =
86%*8 / 100 = 6,88 МВт
Р11-17= n%
∙ Pmax / 100 =
90%*8 / 100 = 7,2МВт
Р17-19= n%
∙ Pmax / 100 =
80%*8 / 100 = 6,4 МВт
Р19-22= n%
∙ Pmax / 100 =
90%*8 / 100 = 7,2МВт
Р22-24 = n%
∙ Pmax / 100 =
85%*8 / 100 = 6,8МВт
Расчет зимнего графика нагрузки
|
0-1
|
1-2
|
2-3
|
3-4
|
4-5
|
5-6
|
6-7
|
7-8
|
8-9
|
9-10
|
10-11
|
11-12
|
Час
|
|
98
|
97
|
97
|
98
|
100
|
100
|
100
|
100
|
100
|
98
|
98
|
100
|
ni%
|
|
7,84
|
7,76
|
7,76
|
7,84
|
8
|
8
|
8
|
8
|
8
|
7,84
|
7,84
|
8
|
Pi
|
|
12-13
|
13-14
|
14-15
|
15-16
|
16-17
|
17-18
|
18-19
|
19-20
|
20-21
|
21-22
|
22-23
|
23-24
|
Час
|
|
100
|
100
|
100
|
100
|
100
|
98
|
98
|
100
|
100
|
100
|
98
|
98
|
ni%
|
|
8
|
8
|
8
|
8
|
8
|
7,84
|
7,84
|
8
|
8
|
8
|
7,84
|
7,84
|
Pi
|
Расчет летнего графика нагрузки
|
0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-12Час
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
86
|
80
|
80
|
86
|
90
|
90
|
90
|
90
|
90
|
86
|
86
|
90
|
ni%
|
|
6,88
|
6,4
|
6,4
|
6,88
|
7,2
|
7,2
|
7,2
|
7,2
|
7,2
|
6,88
|
6,88
|
7,2
|
Pi
|
|
12-13
|
13-14
|
14-15
|
15-16
|
16-17
|
17-18
|
18-19
|
19-20
|
20-21
|
21-22
|
22-23
|
23-24
|
Час
|
|
90
|
90
|
90
|
90
|
90
|
80
|
80
|
90
|
90
|
90
|
85
|
85
|
ni%
|
|
7,2
|
7,2
|
7,2
|
7,2
|
7,2
|
6,4
|
6,4
|
7,2
|
7,2
|
7,2
|
6,8
|
6,8
|
Pi
|
На основании данных таблиц строим графики
суточной нагрузки
.Текстильная промышленность, максимальная
мощность 6МВт
Зимний график нагрузки:
Р0-5= n%
∙ Pmax / 100 =
40%*6 / 100 = 2,4 МВт
Р5-7= n%
∙ Pmax / 100 =
15%*6 / 100 = 0,9 МВт
Р7-8= n%
∙ Pmax / 100 =
95%*6 / 100 = 5,7 МВт
Р8-11= n%
∙ Pmax / 100 =
100%*6 / 100 = 6 МВт
Р11-12= n%
∙ Pmax / 100 =
50%*6 / 100 = 3 МВт
Р12-15= n%
∙ Pmax / 100 =
100%*6 / 100 = 6 МВт
Р15-19= n%
∙ Pmax / 100 =
95%*6 / 100 = 5,7 МВт
Р19-20= n%
∙ Pmax / 100 =
50%*6 / 100 = 3 МВт
Р20-23= n%
∙ Pmax / 100 =
95%*6 / 100 = 5,7 МВт
Р23-24= n%
∙ Pmax / 100 =
40%*6 / 100 = 2,4 МВт
Летний график нагрузки:
Р0-2= n%
∙ Pmax / 100 =
25%*6 / 100 = 1,5 МВт
Р2-4= n%
∙ Pmax / 100 =
30%*6 / 100 = 1,8 МВт
Р4-8= n%
∙ Pmax / 100 =
10%*6 / 100 = 0,6 МВт
Р8-10= n%
∙ Pmax / 100 =
90%*6 / 100 = 5,4 МВт
Р10-13= n%
∙ Pmax / 100 =
30%*6 / 100 = 1,8 МВт
Р13-15= n%
∙ Pmax / 100 =
90%*6 / 100 = 5,4 МВт
Р15-18= n%
∙ Pmax / 100 =
85%*6 / 100 = 5,1 МВт
Р18-20= n%
∙ Pmax / 100 =
35%*6 / 100 = 2,1МВт
Р20-22 = n%
∙ Pmax / 100 =
85%*6 / 100 = 5,1 МВт
Р22-24= n%
∙ Pmax / 100 =
22%*6 / 100 = 1,32 МВт
Все расчеты сводим в таблицу
Расчет зимнего графика нагрузки
|
0-1
|
1-2
|
2-3
|
3-4
|
4-5
|
5-6
|
6-7
|
7-8
|
8-9
|
9-10
|
10-11
|
11-12
|
Час
|
|
40
|
40
|
40
|
40
|
40
|
15
|
15
|
95
|
100
|
100
|
100
|
50
|
ni%
|
|
2,4
|
2,4
|
2,4
|
2,4
|
2,4
|
0,9
|
0,9
|
5,7
|
6
|
6
|
6
|
3
|
Pi
|
|
12-13
|
13-14
|
14-15
|
15-16
|
16-17
|
17-18
|
18-19
|
19-20
|
20-21
|
21-22
|
22-23
|
23-24
|
Час
|
|
100
|
100
|
100
|
95
|
95
|
95
|
95
|
50
|
95
|
95
|
95
|
40
|
ni%
|
|
6
|
6
|
6
|
5,7
|
5,7
|
5,7
|
5,7
|
3
|
5,7
|
5,7
|
5,7
|
2,4
|
Pi
|
Расчет летнего графика нагрузки
|
0-1
|
1-2
|
2-3
|
3-4
|
4-5
|
5-6
|
6-7
|
7-8
|
8-9
|
9-10
|
10-11
|
11-12
|
Час
|
|
25
|
25
|
30
|
30
|
10
|
10
|
10
|
10
|
90
|
90
|
30
|
30
|
ni%
|
|
1,5
|
1,5
|
1,8
|
1,8
|
0,6
|
0,6
|
0,6
|
0,6
|
5,4
|
5,4
|
1,8
|
1,8
|
Pi
|
|
12-13
|
13-14
|
14-15
|
15-16
|
16-17
|
17-18
|
18-19
|
19-20
|
20-21
|
21-22
|
22-23
|
23-24
|
Час
|
|
30
|
90
|
85
|
85
|
85
|
35
|
35
|
85
|
85
|
22
|
22
|
ni%
|
|
1,8
|
5,4
|
5,4
|
5,1
|
5,1
|
5,1
|
2,1
|
2,1
|
5,1
|
5,1
|
1,32
|
1,32
|
Pi
|
На основании данных таблиц строим графики
суточной нагрузки
.Обогатительная фабрика, максимальная мощность
3МВт
Зимний график нагрузки:
Р0-6= n%
∙ Pmax / 100 =
50%*3 / 100 = 1,5 МВт
Р6-18= n%
∙ Pmax / 100 =
100%*3 / 100 = 3 МВт
Р18-24= n%
∙ Pmax / 100 =
60%*3 / 100 = 1,8 МВт
Летний график нагрузки:
Р0-3= n%
∙ Pmax / 100 =
45%*3 / 100 = 1,45 МВт
Р3-8= n%
∙ Pmax / 100 =
40%*3 / 100 = 1,2 МВт
Р8-10= n%
∙ Pmax / 100 =
70%*3 / 100 = 2,1 МВт
Р10-12= n%
∙ Pmax / 100
=80%*3 / 100 = 2,4 МВт
Р12-16= n%
∙ Pmax / 100 =
90%*3 / 100 = 2,7 МВт
Р16-24= n%
∙ Pmax / 100 =
45%*3 / 100 = 1,45 МВт
Расчет зимнего графика нагрузки
|
0-1
|
1-2
|
2-3
|
3-4
|
4-5
|
5-6
|
6-7
|
7-8
|
8-9
|
9-10
|
10-11
|
11-12
|
Час
|
|
50
|
50
|
50
|
50
|
50
|
50
|
100
|
100
|
100
|
100
|
100
|
100
|
ni%
|
|
1,5
|
1,5
|
1,5
|
1,5
|
1,5
|
1,5
|
3
|
3
|
3
|
3
|
3
|
3
|
Pi
|
|
12-13
|
13-14
|
14-15
|
15-16
|
16-17
|
17-18
|
18-19
|
19-20
|
20-21
|
21-22
|
22-23
|
23-24
|
Час
|
|
100
|
100
|
100
|
100
|
100
|
100
|
60
|
60
|
60
|
60
|
60
|
60
|
ni%
|
|
3
|
3
|
3
|
3
|
3
|
3
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
1,8
|
Pi
|
Расчет летнего графика нагрузки
|
0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-12Час
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
45
|
45
|
45
|
40
|
40
|
40
|
40
|
40
|
70
|
70
|
80
|
80
|
ni%
|
|
1,45
|
1,45
|
1,45
|
1,2
|
1,2
|
1,2
|
1,2
|
1,2
|
2,1
|
2,1
|
2,4
|
2,4
|
Pi
|
|
12-13
|
13-14
|
14-15
|
15-16
|
16-17
|
17-18
|
18-19
|
19-20
|
20-21
|
21-22
|
22-23
|
23-24
|
Час
|
|
90
|
90
|
90
|
90
|
45
|
45
|
45
|
45
|
45
|
45
|
45
|
45
|
ni%
|
|
2,7
|
2,7
|
2,7
|
2,7
|
1,45
|
1,45
|
1,45
|
1,45
|
1,45
|
1,45
|
1,45
|
1,45
|
Pi
|
На основании данных таблиц строим графики
суточной нагрузки
Суммарные графики нагрузок
потребителей
Эти графики определяются с учетом потерь
мощностей в линиях и трансформаторах при распределении электроэнергии.
Суммарная мощность шин подстанции представляет
собой сумму потребляемой мощности пяти предприятий каждой ступени, потери на
собственные нужды, постоянные потери и переменные потери каждой ступени:
P∑ пс(t)=P(t)
+ ∆ Pпост. + ∆ Pпер.+
∆Pс.н.
Определяем сумму мощностей P(t),
потребляемая пятью предприятиями данных промышленностей по зимней нагрузке по
определенному значению часа :
P(1)=1,2+1,6+7,84+2,4+1,5=14,54МВт
P(2)=1,04+1,6+7,76+2,4+1,5=14,3МВт
P(3)=0,74+1,6+7,76+2,4+1,5=14МВт
P(4)=0,74+1,6+7,84+2,4+1,5=14,08МВт
P(5)=0,9+0,4+8+2,4+1,5=13,2МВт
P(6)=1,1+0,4+8+0,9+1,5=11,9МВт
P(7)=1,4+4+8+0,9+3=17,3МВт
P(8)=1,6+4+8+5,7+3=22,3МВт
P(9)=1,7+4+8+6+3=22,7МВт
P(10)=1,4+4+7,84+6+3=22,24МВт
P(11)=1+2,8+7,84+6+3=20,64МВт
P(12)=0,9+2,8+8+3+3=17,7МВт
P(13)=0,8+4+8+6+3=21,8МВт
P(14)=0,8+4+8+6+3=21,8МВт
P(15)=1,2+3,6+8+6+3=21,8МВт
P(16)=1,4+3,6+8+5,7+3=21,7МВт
P(17)=1,6+3,6+8+5,7+3=21,9МВт
P(18)=1,8+3,6+7,84+5,7+3=21,94МВт
P(19)=2+2+7,84+5,7+1,8=19,34МВт
P(20)=2+3,6+8+3+1,8=18,4МВт
P(21)=1,9+3,6+8+5,7+1,8МВт
P(22)=1,7+3,6+8+5,7+1,8=20,8МВт
P(23)=1,6+1,6+7,84+5,7+1,8=18,54МВт
P(24)=1,4+1,6+7,84+2,4+1,8=15,04МВт
Максимальная мощность Pmax
=22,7МВт
Определим постоянные потери:
∆ Pпост.(зима)=1%
Pmax=0,01*22,7=0,227МВт
Определим потери на собственные нужды:
∆Pс.н.(зима)=0,5%
Pmax=0,005*22,7=0,1135МВт
Определяем сумму мощностей P(t),
потребляемая пятью предприятиями данных промышленностей по летней нагрузке по
определенному значению часа :
P(1)=1,1+1,44+6,88+1,5+1,45=12,37МВт
P(2)=0,74+1,44+6,4+1,5+1,45=11,53МВт
P(3)=0,5+1,24+6,4+1,8+1,45=11,39МВт
P(4)=0,5+1,24+6,88+1,8+1,2=11,62МВт
P(5)=0,5+0,24+7,2+0,6+1,2=9,74МВт
P(6)=0,74+0,24+7,2+0,6+1,2=9,98МВт
P(7)=0,9+0,24+7,2+0,6+1,2=10,14МВт
P(8)=1,26+0,24+7,2+0,6+1,2=10,5МВт
P(9)=1,36+3,6+7,2+5,4+2,1=19,66МВт
P(10)=1,26+3,6+6,88+5,4+2,1=19,24МВт
P(11)=0,9+2+6,88+1,8+2,4=13,98МВт
P(12)=0,9+2+7,2+1,8+2,4=14,3МВт
P(13)=0,74+3,4+7,2+1,8+2,7=15,84МВт
P(14)=0,74+3,4+7,2+5,4+2,7=19,44МВт
P(15)=0,9+3,2+7,2+5,4+2,7=19,4МВт
P(16)=1,1+3,2+7,2+5,1+2,7=19,3МВт
P(17)=1,1+3+7,2+5,1+1,45=17,85МВт
P(18)=1,2+3+6,4+5,1+1,45=17,15МВт
P(19)=1,36+1,2+6,4+2,1+1,45=12,51МВт
P(20)=1,56+1,2+7,2+2,1+1,45=13,51МВт
P(21)=1,7+3,2+7,2+5,1+1,45=18,65
МВт
P(22)=
1,7+3,2+7,2+5,1+1,45=18,65 МВт
P(23)=1,5+1,36+6,8+1,32+1,45=12,43МВт
P(24)=1,2+1,36+6,8+1,32+1,45=12,13МВт
Максимальная мощность Pmax
=19,66МВт
Определим постоянные потери:
∆ Pпост.(лето)=1%
Pmax=0,01*19,66=0,1966МВт
Определим потери на собственные нужды:
∆Pс.н.(лето)=0,5%
Pmax=0,005*19,66=0,0963МВт
Определим переменные потери, зависящие от
значения мощности каждой ступени:
∆ Pпер
= P2(t)
/ 10 * Pmax
∆ Pпер.(зима)(1)=14,54
2 / 10*22,7 =0,93МВт
∆ Pпер.(зима)(2)=14,3
2 / 10*22,7 =0,9МВт
∆ Pпер.(зима)(3)=142
/ 10*22,7 =0,86МВт
∆ Pпер.(зима)(4)=14,08
2 / 10*22,7 =0,87МВт
∆ Pпер.(зима)(5)=13,2
2 / 10*22,7 =0,76МВт
∆ Pпер.(зима)(6)=11,9
2 / 10*22,7 =0,62МВт
∆ Pпер.(зима)(7)=17,3
2 / 10*22,7 =1,31МВт
∆ Pпер.(зима)(8)=22,3
2 / 10*22,7 =2,19МВт
∆ Pпер.(зима)(9)=22,7
2 / 10*22,7 =2,27МВт
∆ Pпер.(зима)(10)=22,24
2 / 10*22,7 =2,17МВт
∆ Pпер.(зима)(11)=20,64
2 / 10*22,7 =1,87МВт
∆ Pпер.(зима)(12)=17,7
2 / 10*22,7 =1,38МВт
∆ Pпер.(зима)(13)=21,8
2 / 10*22,7 =2,09МВт
∆ Pпер.(зима)(14)=21,8
2 / 10*22,7 =2,09МВт
∆ Pпер.(зима)(15)=21,8
2 / 10*22,7 =2,09МВт
∆ Pпер.(зима)(16)=21,7
2 / 10*22,7 =2,07МВт
∆ Pпер.(зима)(17)=21,9
2 / 10*22,7 =2,11МВт
∆ Pпер.(зима)(18)=21,94
2 / 10*22,7 =1,78МВт
∆ Pпер.(зима)(19)=19,34
2 / 10*22,7 =1,64МВт
∆ Pпер.(зима)(20)=18,4
2 / 10*22,7 =1,49МВт
∆ Pпер.(зима)(21)=21
2 / 10*22,7 =1,94МВт
∆ Pпер.(зима)(22)=20,8
2 / 10*22,7 =1,9МВт
∆ Pпер.(зима)(23)=18,54
2 / 10*22,7 =1,51МВт
∆ Pпер.(зима)(24)=15,04
2 / 10*22,7 =0,99МВт
∆ Pпер.(лето)(1)=1237
2 / 10*19,66 =0,77МВт
∆ Pпер.(лето)(2)=11,53
2 / 10*19,66 =0,67МВт
∆ Pпер.(лето)(3)=11,39
2 / 10*19,66 =0,65МВт
∆ Pпер.(лето)(4)=11,62
2 / 10*19,66 =0,68МВт
∆ Pпер.(лето)(5)=9,74
2 / 10*19,66 =0,48МВт
∆ Pпер.(лето)(6)=9,98
2 / 10*19,66 =0,50МВт
∆ Pпер.(лето)(7)=10,14
2 / 10*19,66 =0,52МВт
∆ Pпер.(лето)(8)=10,5
2 / 10*19,66 =0,56МВт
∆ Pпер.(лето)(9)=19,66
2 / 10*19,66 =1,96МВт
∆ Pпер.(лето)(10)=19,24
2 / 10*19,66 =1,88МВт
∆ Pпер.(лето)(11)=13,98
2 / 10*19,66 =0,99МВт
∆ Pпер.(лето)(12)=14,3
2 / 10*19,66 =1,04МВт
∆ Pпер.(лето)(13)=15,84
2 / 10*19,66 =1,27МВт
∆ Pпер.(лето)(14)=19,44
2 / 10*19,66 =1,92МВт
∆ Pпер.(лето)(15)=19,4
2 / 10*19,66 =1,91МВт
∆ Pпер.(лето)(16)=19,3
2 / 10*19,66 =1,89МВт
∆ Pпер.(лето)(17)=17,85
2 / 10*19,66 =1,62МВт
∆ Pпер.(лето)(18)=17,15
2 / 10*19,66 =1,49МВт
∆ Pпер.(лето)(19)=12,51
2 / 10*19,66 =0,79МВт
∆ Pпер.(лето)(20)=13,51
2 / 10*19,66 =0,92МВт
∆ Pпер.(лето)(21)=18,65
2 / 10*19,66 =1,76МВт
∆ Pпер.(лето)(22)=18,65
2 / 10*19,66 =1,76МВт
∆ Pпер.(лето)(23)=12,43
2 / 10*19,66 =0,78МВт
∆ Pпер.(лето)(24)=12,13
2 / 10*19,66 =0,74МВт
Определим суммарную мощность:
P∑ пс(t)(зима)=P(1)
+ ∆ Pпост. + ∆ Pпер.+
∆Pс.н.
P∑ пс(1)(зима)=14,54+0,227+0,93+0,1135=15,7МВт
P∑
пс(2)(зима)=14,3+0,227+0,9+0,1135=15,54МВт
P∑
пс(3)(зима)=14+0,227+0,86+0,1135=15,2МВт
P∑
пс(4)(зима)=14,08+0,227+0,87+0,1135=15,29МВт
P∑
пс(5)(зима)=13,2+0,227+0,76+0,1135=14,3МВт
P∑
пс(6)(зима)=11,9+0,227+0,62+0,1135=12,86МВт
P∑
пс(7)(зима)=17,3+0,227+1,31+0,1135=18,95МВт
P∑
пс(8)(зима)=22,3+0,227+2,19+0,1135=24,83МВт
P∑
пс(9)(зима)=22,7+0,227+2,27+0,1135=25,31МВт
P∑
пс(10)(зима)=22,24+0,227+2,17+0,1135=24,75МВт
P∑
пс(11)(зима)=20,64+0,227+1,87+0,1135=22,85МВт
P∑ пс(12)(зима)=17,7+0,227+1,38+0,1135=19,42МВт
P∑
пс(13)(зима)=21,8+0,227+2,09+0,1135=24,23МВт
P∑
пс(14)(зима)=21,8+0,227+2,09+0,1135=24,23МВт
P∑
пс(15)(зима)=21,8+0,227+2,09+0,1135=24,23МВт
P∑
пс(16)(зима)=21,7+0,227+2,07+0,1135=24,11МВт
P∑
пс(17)(зима)=21,9+0,227+2,11+0,1135=24,35МВт
P∑
пс(18)(зима)=21,94+0,227+1,78+0,1135=24,06МВт
P∑
пс(19)(зима)=19,34+0,227+1,64+0,1135=21,32МВт
P∑
пс(20)(зима)=18,4+0,227+1,49+0,1135=20,33МВт
P∑
пс(21)(зима)=21+0,227+1,94+0,1135=23,28МВт
P∑ пс(22)(зима)=20,8+0,227+1,9+0,1135=2304МВт
P∑
пс(23)(зима)=18,54+0,227+1,51+0,1135=20,39МВт
P∑
пс(24)(зима)=15,04+0,227+0,99+0,1135=16,37МВт
P∑ пс(t)(лето)=P(1)
+ ∆ Pпост. + ∆ Pпер.+
∆Pс.н
P∑
пс(1)(лето)=12,37+0,1966+0,77+0,0983=13,43МВт
P∑
пс(2)(лето)=11,53+0,1966+0,67+0,0983=12,49МВт
P∑
пс(3)(лето)=11,39+0,1966+0,65+0,0983=12,33МВт
P∑
пс(4)(лето)=11,62+0,1966+0,68+0,083=12,59МВт
P∑
пс(5)(лето)=9,74+0,1966+0,48+0,0983=10,51МВт
P∑
пс(6)(лето)=9,98+0,1966+0,50+0,0983=10,77МВт
P∑
пс(7)(лето)=10,14+0,1966+0,52+0,0983=10,95МВт
P∑
пс(8)(лето)=10,5+0,1966+0,56+0,0983=11,35МВт
P∑
пс(9)(лето)=19,66+0,1966+1,96+0,0983=21,91МВт
P∑
пс(10)(лето)=19,24+0,1966+1,88+0,0983=21,41МВт
P∑
пс(11)(лето)=13,98+0,1966+0,99+0,0983=15,26МВт
P∑
пс(12)(лето)=14,3+0,1966+1,04+0,0983=15,63МВт
P∑ пс(13)(лето)=15,84+0,1966+1,27+0,0983=17,40МВт
P∑
пс(14)(лето)=19,44+0,1966+1,92+0,0983=21,65МВт
P∑
пс(15)(лето)=19,4+0,1966+1,91+0,0983=21,60МВт
P∑
пс(16)(лето)=19,3+0,1966+1,89+0,0983=21,48МВт
P∑
пс(17)(лето)=17,85+0,1966+1,62+0,0983=19,76МВт
P∑ пс(18)(лето)=17,15+0,1966+1,49+0,0983=18,93МВт
P∑
пс(19)(лето)=12,51+0,1966+0,79+0,0983=13,58МВт
P∑
пс(20)(лето)=13,51+0,1966+0,92+0,0983=14,72МВт
P∑
пс(21)(лето)=18,65+0,1966+1,76+0,0983=20,70МВт
P∑
пс(22)(лето)=18,65+0,1966+1,76+0,0983=20,70МВт
P∑ пс(23)(лето)=12,43+0,1966+0,78+0,0983=13,50МВт
P∑
пс(24)(лето)=12,13+0,1966+0,74+0,983=13,16МВт
Таблицы расчета суммарного (совмещенного)
графика нагрузки подстанции
Суммарный зимний график нагрузки подстанции
1-2
|
2-3
|
3-4
|
4-5
|
5-6
|
6-7
|
7-8
|
8-9
|
9-10
|
10- 11
|
11-12
|
зима,
часы
|
|
14,54
|
14,3
|
14
|
14,0
|
13,2
|
11,9
|
17,3
|
22,
|
22,7
|
22,24
|
20,6
|
17,7
|
P(i)
|
|
0,227
|
∆
Pпост
|
|
0,1135
|
∆Pс.н
|
|
0,93
|
0,9
|
0,86
|
0,87
|
0,76
|
0,62
|
1,31
|
2,19
|
2,27
|
2,17
|
1,87
|
1,38
|
∆
Pпер
|
|
15,7
|
15,54
|
15,2
|
15,2
|
14,3
|
12,8
|
18,95
|
24,8
|
25,3
|
24,75
|
22,8
|
19,42
|
P∑ пс(i)
|
|
12-13
|
13-14
|
14-15
|
15-16
|
16-17
|
17-18
|
18-19
|
19-20
|
20-21
|
21-22
|
22- 23
|
23-24
|
зима,
часы
|
|
21,8
|
21,8
|
21,8
|
21,7
|
21,9
|
21,9
|
19,34
|
18,4
|
21
|
20,8
|
18,5
|
15,04
|
P(i)
|
|
0,227
|
∆
Pпост
|
|
0,1135
|
∆Pс.н
|
|
2,09
|
2,09
|
2,09
|
2,07
|
2,11
|
1,78
|
1,64
|
1,49
|
1,94
|
1,9
|
1,51
|
0,99
|
∆
Pпер
|
|
24,23
|
24,23
|
24,23
|
24,1
|
24,3
|
24,06
|
21,32
|
20,2
|
23,2
|
23,04
|
20,3
|
16,37
|
P∑ пс(i)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарный летний график нагрузки подстанции
|
0-1
|
1-2
|
2-3
|
3-4
|
4-5
|
5-6
|
6-7
|
7-8
|
8-9
|
9-10
|
10- 11
|
11- 12
|
лето,
часы
|
|
12,3
|
11,5
|
11,3
|
11,6
|
9,74
|
9,98
|
10,1
|
10,
|
19,66
|
19,24
|
13,9
|
14,3
|
P(i)
|
|
0,1966
|
∆
Pпост
|
|
0,0983
|
∆Pс.н
|
|
0,77
|
0,67
|
0,65
|
0,6
|
0,48
|
0,50
|
0,52
|
0,56
|
1,96
|
1,88
|
0,99
|
1,04
|
∆
Pпер
|
|
13,4
|
12,4
|
12,3
|
12,59
|
10,51
|
10,7
|
10,9
|
11,3
|
21,91
|
21,41
|
15,2
|
15,63
|
P∑ пс(i)
|
|
12-13
|
13-14
|
14-15
|
15-16
|
16-17
|
17-18
|
18- 19
|
19- 20
|
20- 21
|
21- 22
|
22- 23
|
23- 24
|
лето,
часы
|
|
15,8
|
19,4
|
19,4
|
19,
|
17,85
|
17,1
|
12,5
|
13,5
|
18,65
|
18,65
|
12,4
|
12,13
|
P(i)
|
|
0,196
|
∆
Pпост
|
|
0,0983
|
∆Pс.н
|
|
1,27
|
1,92
|
1,91
|
1,8
|
1,62
|
1,49
|
0,79
|
0,92
|
1,76
|
1,76
|
0,78
|
0,74
|
∆
Pпер
|
|
17,4
|
21,6
|
21,6
|
21,4
|
19,76
|
18,9
|
13,5
|
14,7
|
20,7
|
20,7
|
13,50
|
13,16
|
P∑ пс(i)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
По результатам конечной суммы P∑пс(t)
для сезонов года (зима, лето) строим графики суммарной нагрузки подстанции с
учетом всех выше перечисленных потерь.
Годовой график по продолжительности
нагрузок
График годовой по продолжительности является
проекцией суммарных графиков нагрузки (зима, лето) и определяем по формуле:
Тi
= tiзима
×
200 + tiлето
×
165
Т1=1*200=200ч
Т2=2*200=400ч
Т3=3*200=600ч
Т4=4*200=800ч
Т5=7*200=1400ч
Т6=8*200=1600ч
Т7=9*200=1800ч
Т8=10*200=2000ч
Т9=11*200=2200ч
Т10=12*200=2400ч
Т11=(12*200)+(1*165)=2565ч
Т12=(12*200)+(2*165)=2730ч
Т13=(12*200)+(3*165)=2895ч
Т14=(12*200)+(4*165)=3060ч
Т15=(12*200)+(5*165)=3225ч
Т16=(13*200)+(5*165)=3425ч
Т17=(13*200)+(7*165)=3755ч
Т18=(14*200)+(7*165)=3955ч
Т19=(15*200)+(7*165)=4155ч
Т20=(15*200)+(8*165)=4320ч
Т21=(16*200)+(8*165)=4520ч
Т22=(17*200)+(9*165)=4885ч
Т23=(17*200)+(10*165)=5050ч
Т24=(18*200)+(10*165)=5250ч
Т25=(19*200)+(10*165)=5450ч
Т26=(19*200)+(11*165)=5615ч
Т27=(20*200)+(11*165)=5815ч
Т28=(21*200)+(12*165)=6180ч
Т29=(22*200)+(12*165)=6380ч
Т30=(22*200)+(13*165)=6545ч
Т31=(23*200)+(13*165)=6745ч
Т32=(23*200)+(14*165)=6910ч
Т33=(23*200)+(15*165)=7075ч
Т34=(23*200)+(16*165)=7240ч
Т35=(23*200)+(17*165)=7405ч
Т36=(24*200)+(17*165)=7605ч
Т37=(24*200)+(18*165)=7770ч
Т38=(24*200)+(19*165)=7935ч
Т39=(24*200)+(20*165)=8100ч
Т40=(24*200)+(21*165)=8265ч
Т41=(24*200)+(22*165)=8430ч
Т42=(24*200)+(23*165)=8595ч
Т43=(24*200)+(24*165)=8760ч
Технико-экономические показатели
установки
Площадь, ограниченная кривой графика по
продолжительности нагрузок активной составляющей, численно равна энергии,
произведенной или потребленной электроустановкой за рассматриваемый период
(год).
Wп=
Wп(зима)=494,84*200=98968МВт·ч;
Wп(лето)=385,81*165=63658,65
МВт·ч;
Wп=98968+63658,65=162626,65МВт*ч.
Средняя нагрузка установки за
рассматриваемый период (год) равна:
Pср= Wп / T= 162626,65
/ 8760 = 18,56МВт.
Степень неравномерности графика
работы установки оценивают коэффициентом заполнения.
kзап = Wп / Pmax пс · T
kзап(зима) = Wп / Pmax пс ·
8760=162626,65 / 25,31 · 8760=0,73
kзап(лето) = Wп / Pmax пс ·
8760=162626,65 / 21,91 · 8760=0,84
Tmax(зима) = Wп / Pmax пс
162626,65 / 25,31 = 6425,39 ч.
Tmax(лето) = Wп / Pmax пс =
162626,65 / 21,91 = 7422,48 ч.
Переведем заданные коэффициенты
мощности из косинусов в тангенсы, используя тригонометрические функции:
cos φ1 = 0,87
Населенный пункт tg φ1 = 0,56
cos φ2 = 0,83
Машиностроительный завод tg φ2 = 0,66
cos φ3 = 0,8
Предприятие черной металлургии tg φ3 = 0,75
cos φ4 = 0,78
Предприятие текстильной промышленности tg φ4 = 0,802
cos φ5 = 0,85
Обогатительная фабрика tg φ5 = 0,61
Определим реактивную мощность
потребителей в часы максимальных нагрузок по известным активным мощностям
потребителей:
ΣQ = P1(t) · tg φ1+ P2(t) · tg φ2 + … + Pi(t) · tg φi
ΣQ =(2*0,56)+(4*0,66)+(8*0,75)+(6*0,802)+(3*0,61)=16,402МВАр
Определим средневзвешенный
коэффициент мощности на шинах подстанции.
tg φср = ΣQ / Σ Pmax пс
tg φср(зима) = ΣQ / Σ Pmax пс = 16,402
/ 22,7 = 0,72
tg φср(лето) = ΣQ / Σ Pmax пс = 16,402
/ 19,66 = 0,83
Определяем полную мощность
подстанции
Smax(зима) = Pmax пс · 
Smax(зима) =
25,31 · 
= 31,13
МВ·А;
Smax(лето) =
21,91 · 
= 28,47
МВ·А.
Выбор количества и мощности
трансформаторов на подстанции
Вычислим предварительную расчетную
мощность трансформатора. Sн.расч = Smax / kав = 31,13 /
1,4 = 22,23 МВ·А
коэффициент аварийной перегрузки,
принимаем равным 1,4.
Предварительно принимаем
трансформатор мощностью 25 МВ*А
Вычислим средневзвешенные
коэффициенты каждого определенного часа для вычисления полной мощности по
формуле:
tg φсв(i)
= P1 · tg
φ1 +
P2 · tg
φ2 +…./ 
tgφсв(1)=
tgφсв(2)=
tgφсв(3)=
tgφсв(4)=
tgφсв(5)=
tgφсв(6)=
tgφсв(7)=
tgφсв(8)=
tgφсв(9)=
tgφсв(10)=
tgφсв(11)=
tgφсв(12)=
tgφсв(13)=
tgφсв(14)=
tgφсв(15)=
tgφсв(16)=
tgφсв(17)=
tgφсв(18)=
tgφсв(19)=
tgφсв(20)=
tgφсв(21)= 
tgφсв(22)= 
tgφсв(23)= 
tgφсв(24)= 
Вычисляем полную мощность с учетом
выше найденных средневзвешенных коэффициентов для каждого определенного часа,
которая вычисляется по формуле
S(t) = P(t) · 
для100% для70%
S1(t) = 15,7 · 
= 19,15
МВ·А; 13,405 МВ·А
S2(t) = 15,54 · = 18,95
МВ·А; 13,26 МВ·А
S3(t) = 15,2 · 
= 18,69
МВ·А; 13,083 МВ·А
S4(t) = 15,29 · = 18,80
МВ·А; 13,16 МВ·А
S5(t) = 14,3 · = 17,58
МВ·А; 12,306 МВ·А
S6(t) = 12,86 · = 15,68
МВ·А; 10,976 МВ·А
S7(t) = 18,95 · 
= 23,68
МВ·А; 16,576 МВ·А
S8(t) = 24,83 · = 30,29
МВ·А; 21,203 МВ·А
S9(t) = 25,31 · = 31,13 МВ·А
21,791 МВ·А
S10(t) = 24,75 · = 30,19
МВ·А; 21,133 МВ·А
S11(t) = 22,85 · = 28,10
МВ·А; 19,67 МВ·А
S12(t) = 19,42 · = 23,69
МВ·А; 16,583 МВ·А
S13(t) = 24,23 · = 29,80
МВ·А; 20,86 МВ·А
S15(t) = 24,23 · = 29,56
МВ·А; 20,692 МВ·А
S16(t) = 24,11 · = 29,41
МВ·А; 20,587 МВ·А
S17(t) = 24,35 · = 29,7 МВ·А;
20,79 МВ·А
S18(t) = 24,06 · = 29,35МВ·А;
20,545 МВ·А
S19(t) = 21,32 · = 26,22
МВ·А; 18,354 МВ·А
S20(t) = 20,23 · 
= 24,68
МВ·А; 17,276 МВ·А
S21(t) = 23,28 · = 28,40
МВ·А; 19,88 МВ·А
S22(t) = 23,04 · = 28,33
МВ·А; 19,831 МВ·А
S23(t) = 20,39 · = 25,07
МВ·А; 17,549 МВ·А
S24(t) = 16,37 · = 19,97
МВ·А; 13,979 МВ·А
Расчет трансформаторов на
перегрузочную способность
При вычислении предварительной мощности
трансформатора, учитывающий коэффициент аварийной перегрузки мы предварительно
приняли силовой трансформатор мощностью 25 МВ·А. Допустимые систематические
нагрузки трансформатора больше его номинальной мощности возможны за счет
неравномерности нагрузки в течение суток. При недогрузке износ изоляции мал, а
во время перегрузки значительно увеличивается.
Построение эквивалентного
двухступенчатого графика нагрузки подстанции
Для подсчета допустимой систематической нагрузки
действительный график преобразуется в двухступенчатый. На графике, перегрузкой
называется тепловой импульс.
Эквивалентная нагрузка трансформатора на
рассматриваемом интервале времени определяется по уравнению:
=24,42 МВ·А
=29,14 МВ·А
Для получения эквивалентного двухступенчатого
графика значения мощностей для десятичасового периода предшествуюшего
перегрузке и периоду перегрузки откладываются на графике полной мощности
подстанции.
Далее определяются коэффициенты начальной
нагрузки k1
и k2
k1= Sэкв.1 / Sн.тр. , k2 = Sэкв.2 / Sн.тр.
k1=24,42/25=0,97,
k2
=29,14/25=1,16
Далее по графикам на рисунках
известных k1 и
длительности перегрузки ( ti - tn )= tпер. определяется
коэффициент допустимой перегрузки k2доп . Если
окажется, что k2доп ≥ k2, то
трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки.
Из таблицы по мощности трансформатора выбираем
номер чертежа при эквивалентной температуре охлаждающей среды υохл=200C,
Время перегрузочной нагрузки большего теплового импульса составляет 7 часов. На
оси абсцисс отмечаем значение К1= 0,97 проецируем на график линии 7 часов и
получаем К2доп= 1,28. из условия работы трансформатора в режиме перегрузки
должно выполнятся условие: К2 ≤ К2доп. (1,16≤1,28).Это условие
выполняется, следовательно, мы можем принять трансформатор данной мощности 25
МВ·А.
Таким образом, выбранный трансформатор проходит
по условию перегрузочной способности.
Список использованных источников
1.Правила устройства
электроустановок РК. Министерство энергетики и минеральных ресурсов РК, 2004
.РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие
указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования/ под
ред. Б.Н.Неклепаева.- М.:Изд-во НЦ ЭНАС, 2001
. Конюхова Е.А. Электроснабжение
объектов.-М.:Изд-во «Мастерство», 2001.
. Рожкова Л.Д., Козулин В.С.
Электрооборудование станций и подстанций.- М.:Энергоатомиздат, 1987
.Ульянов С.А. Электромагнитные
переходные процессы в электрических системах.-М.:Энергия, 1972
.Лисовский Г.С., Хейфиц М.Э. Главные
схемы и электротехническое оборудование подстанций 35-750.-М.: Энергия, 1977
. Справочник по проектированию
электроснабжения/под ред.
Ю.Г. Барыбина, Л.Е. Федорова, М.Г.
Зименкова, А.Г. Смирнова.-
М.: Энергоатомиздат, 1990
. Неклепаев Б.Н. Электрические
станции .-М.: Энергия,1976
. Электрическая часть электростанций
и подстанций/ справочные
материалы под ред. Б.Н. Неклепаева.
-М.: Энергия, 1978
. Мельников Н.А. Электрические сети
и системы.-М.: Энергия, 1975
. Справочник по электрическим
установкам высокого
напряжения/под ред. И.А.Баумштейна и
М.В.Хомякова.-М.: Энергоиздат, 1981
. Вакуумная коммутационная
аппаратура. ФГУП «НПП Контакт»,
Россия г.Саратов, 2005
.Высоковольтное оборудование.
Карпинский
электромашиносторительный завод,
Россия г.Карпинск, 2005
.Вакуумные выключатели ВВ/ТЕL,
ОПН/TEL. Таврида
Электрик,
Россия г.Москва, 2005
15.3AQ2 High Voltage Circuit
Breaker . Siemens, Р.О.
Box 32 20
D-91050. 2005
.Gas-Insulated Switchgear from
72.5 to 800 kV. Box 32 20
D-91050
Erlangen.2005
. Техническая документация ЗАО ПФ «КТП-Урал»,
ISO 9001:2000,
Россия, Екатеринбург, 2005