Выбор числа и мощности трансформаторов для схемы электроснабжения, содержащей мультиконтактные коммутационные системы

Введение. Интеллектуальные электрические сети напряжением 0,4 кВ могут строиться с использованием концепции, предполагающей использование новых средств сетевого секционирования и резервирования линии электропередачи (ЛЭП) – мультиконтактных коммутационных систем (МКС), которые позволяют обеспечить возможность повышения надежности электроснабжения потребителей [1-7].

Для демонстрации возможности повышения надежности электроснабжения потребителей за счет внедрения МКС и изменения конфигурации сети в широких пределах разработан демонстрационно-лабораторный стенд «Интеллектуальные электрические сети на основе мультиконтактных коммутационных систем», на котором изображён пример схемы системы электроснабжения различных сельских потребителей. Внешний вид стенда при нормальном режиме работы представлен на рисунке 1 [8].

Рисунок 1 – Внешний вид демонстрационно-лабораторного стенда «Интеллектуальные электрические сети на основе мультиконтактных коммутационных систем» при нормальном режиме работы

Для разработки метода кодирования характерных режимов работы распределительных электрических сетей 0,4 кВ, с внедренными в них МКС, требуется знать параметры электрооборудования источников генерации и характеристики потребителей системы электроснабжения. Одним из источников системы электроснабжения, представленной на рисунке 1, является комплектная трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ, при питании потребителей от которой можно рассчитать рабочие токи, токи коротких замыканий и перегрузок, допустимую мощность и отклонение напряжения. Для расчета данных параметров необходимо иметь информацию о силовом трансформаторе, установленном на подстанции, выбор которого осуществлен в данной работе для представленной схемы электроснабжения стенда.

Разрабатываемый метод кодирования требует наличия информации о характеристиках потребителей системы электроснабжения, которые для условно заданных электроприемников рассматриваемой системы электроснабжения, показанной на демонстрационно-лабораторном стенде, определены согласно источнику [9] и представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Характеристики групп потребителей П1…П6 демонстрационнолабораторного стенда «Интеллектуальные электрические сети на основе мультиконтактных коммутационных систем»

Потребитель	П1	П2
1	2	3
Объект или процесс	Административное здание на 25 рабочих мест	Жилые дома с электроплитой и кондиционером (6 шт.)
Р потрi , кВт	15	24,6
Qпот рi , квар	10	10,5
Установленная мощность, кВт	-	-
cos φ	0,85	0,92
Категория надежности электроснабжения	II	III
Потребитель	П3	П4
Объект или процесс	Производство молока на 200 коров	Коровник привязного содержания с механическим доением, уборкой навоза и электрическим нагревом на 100 коров
Рпот рi , кВт	35	10
Qпот р i, квар	30	8
Установленная мощность, кВт	-	30
cos φ	0,75	0,92
Категория надежности электроснабжения	I	I
Потребитель	П5	П6
Объект или процесс	Птичник на 9 тыс. цыплят (животноводство и птицеводство)	Общеобразовательная школа с мастерской на 190 учащихся
Рпотрi, кВт	25	14
Qпотрi, квар	10	7

Окончание таблицы 1

1	2	3
Установленная мощность, кВт	40	-
cos φ	0,75	0,85
Категория надежности электроснабжения	II	II

Количество и мощность трансформаторов на подстанции определяется по графикам электрической нагрузки потребителей системы электроснабжения и их категории надежности, а также перегрузочной способности.

Цель: расчет количества и мощности трансформаторов на комплектной трансформаторной    подстанции    10/0,4   кВ   системы   электроснабжения демонстрационно-лабораторного стенда «Интеллектуальные электрические сети на основе мультиконтактных коммутационных систем» по полному графику электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей.

Задачи:

построить суточные графики нагрузки сельскохозяйственных потребителей рассматриваемой системы электроснабжения с мощностью ступеней в %;

перевести суточные графики нагрузки потребителей из % в кВт и квар, построить суточные графики активной и реактивной нагрузки для каждой группы потребителей рассматриваемой системы электроснабжения в единицах мощности;

произвести сложение графиков активной и реактивной нагрузки потребителей системы электроснабжения для получения общих графиков, рассчитать полные сезонные графики нагрузки подстанции по общим графикам активной и реактивной нагрузки;

определить количество и мощность установленных на подстанции трансформаторов (выбрав два варианта трансформаторов);

проверить выбранные трансформаторы по допустимым перегрузкам и выбрать наиболее подходящий.

Типовые сезонные графики электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей, приведенные в табличном виде в источнике [10], характерные для электроприемников системы электроснабжения демонстрационного стенда, переводятся из % в кВт, квар по формулам (1, 2) [11]:

,(1)

О=—О(2}

,(2)

где : P i – активная мощность ступени графика, в кВт;

P i% – активная мощность ступени графика, в %;

P max – максимальная активная мощность потребителя, в кВт;

Q i – реактивная мощность ступени графика, в квар;

Q i% – реактивная мощность ступени графика, в %;

Q max – максимальная реактивная мощность потребителя, в квар.

Для построения суммарных графиков необходимо сложить полученные графики нагрузки потребителей системы электроснабжения в кВт, квар по выражениям (3 -8), представленным в таблице 2:

Таблица 2 – Расчетные формулы для получения общих графиков активной и реактивной нагрузки потребителей системы электроснабжения

Время	Мощность
0-1	Pcynl — ^L^tM "*" ^1сутП2 "*" ^1сутПЗ "*" ^1сутП4+^1сутП5 "*" ^1сутП6	(3)
1-2	Рсум2 ~ ^2сутП1 "*" ^2сутП2 "*" ^2сутПЗ "*" ^2сутП4~*"^2сутП5 "*" ^2сутП6	(4)
…23…-2…4 .	^сум24 — ^24с1тП1 ~*~ ^24сутП2 "*" ^24с>тПЗ ~*~ ^24<^тП4"*"^4опП5 "*" ^24с,тП6	(5)
0-1	<2tyMl — 91сутП1 "*~ (?1сутП2 + 1сутПЗ "^ <21сутП4"К21сутП5 "^ СксутПб	(6)
1-2	Qcy«2 — ^2сутП1 "*~ С?2сутП2 "*" @2сутПЗ "*" ^2е>тП4"*"92с>тП5 "*" Ф2сутП6	(7)
…23…-2…4 .	Qcyn24 924сутП1 "*" ^24сутП2 "^ ^24сутПЗ "^ 524сутП4"*"^24сутП5 "^ 924сутП6	(8)

В расчетных формулах P 1сум – P 24сум , Q 1сум – Q 24сум – активные и реактивные мощности ступеней общих суточных сезонных графиков нагрузки;

P 1сутП1 , P 1сутП2 , P 1сутП3 , P 1сутП4 , P 1сутП5 , P 1сутП6 – P 24сутП1 , P 24сутП2 , P 24сутП3 , P 24сутП4 , P 24сутП5 , P 24сутП6 – активные мощности ступеней суточных сезонных графиков нагрузки потребителей системы электроснабжения;

Q 1сутП1 ^, Q 1сутП2 ^, Q 1сутП3 ^, Q 1сутП4 ^, Q 1сутП5 ^, Q 1сутП6 ^– Q 24сутП1 ^, Q 24сутП2 ^, Q 24сутП3 ^, Q 24сутП4 ^, Q 24сутП5 , Q 24сутП6 – реактивные мощности ступеней суточных сезонных графиков нагрузки потребителей системы электроснабжения.

Среди полученных сложением общих графиков активной и реактивной нагрузки потребителей системы электроснабжения наиболее загруженными являются графики осеннего сезона, поэтому выбор трансформатора на подстанции будем производить по полному осеннему графику нагрузки подстанции, мощность ступеней которого определим по формуле (9) [12]:

Sy ⁼ v P« + Qn ,                                       (9)

где: S n – полная мощность n-ой ступени общего осеннего суточного графика;

P n – активная мощность n-ой ступени общего осеннего суточного графика;

Q n – реактивная мощность n-ой ступени общего осеннего суточного графика.

Рассчитанные по формулам (3-9) активные, реактивные, полные мощности ступеней общего осеннего графика представлены в таблице 3.

Таблица 3 – Мощности общего осеннего суточного графика нагрузки

Время суток	P n , кВт	Q n , квар	S n , кВА
1	2	3	4
1	36,97	24,95	44,60138339
2	36,97	24,425	44,30983553
3	36,97	24,425	44,30983553
4	36,97	24,425	44,30983553
5	42,92	29,075	51,84093002
6	49,35	33,05	59,39465464
7	64,73	45,4	79,06410627
8	77,09	54,875	94,62628454
9	79,66	51,175	94,68155166
10	78,77	49,05	92,79340171
11	72,02	44,3	84,55394964
12	65,02	40,5	76,60189554
13	63,95	39,275	75,04750579
14	67,21	39,65	78,03400925
15	69,49	44,65	82,59832081

Окончание таблицы 3

1	2	3	4
16	71,88	49,45	87,24698791
17	68,12	45,925	82,15497566
18	76,61	49,925	91,44177232
19	96,69	61,15	114,4040148
20	104,35	63,8	122,3084727
21	81,37	52,3	96,72831488
22	60,95	41,6	73,8137013
23	47,46	30,675	56,51024
24	39,65	26,35	47,60719483

Согласно источнику [13] необходимость в двухтрансформаторной подстанции 10/0,4 кВ возникает в случае обеспечения надежности электроснабжения потребителей II категории мощность 250 кВт и более, что в данном случае не вызывает необходимости потому, что суммарная мощность электроприемников системы 104,35 кВт. Если к отходящим от ТП 10/0,4 кВ ВЛ 0,4 кВ подключены потребители I категории надежности, которых в рассматриваемой системе электроснабжения два, то необходимо на проектируемой подстанции 10/0,4 кВ установить два трансформатора. Но с учетом того, что в системе электроснабжения имеются три возобновляемых источника энергии, а именно: солнечная электростанция, ветровая электростанция, биогазовая установка, а также накопитель электроэнергии, которые имеют возможность обеспечения сетевого резервирования потребителей при отсутствии питания от КТП 10/0,4 кВ, то необходимость в двухтрансформаторной ТП отсутствует. Поэтому для системы электроснабжения, представленной на демонстрационно-лабораторном стенде, имеет смысл проектирование однотрансформаторной подстанции.

Выбор трансформатора нельзя производить, основываясь только на его номинальной мощности, потому что в реальных условиях также стоит учитывать температуру окружающей среды и условия монтажа. Нагрузка потребителей системы электроснабжения меняется в течение суток и, если выбрать трансформатор по максимальной нагрузке, то в периоды ее спада, он не будет загружен полностью, вследствие чего по сети будет передаваться излишняя реактивная мощность, из-за которой возникают дополнительные потери активной мощности и напряжения. Опытная эксплуатация трансформаторов позволяет сделать вывод, что трансформатор может работать часть суток с перегрузкой, если, соответственно, в другую часть его нагрузка меньше номинальной.

Исходя из максимальной мощности осеннего графика в 122 кВА произведем сравнение двух вариантов трансформаторов для подстанции, мощности которых, соответственно, выше и ниже максимальной мощности графика и наиболее близки к ней, а именно рассмотрим энергосберегающие трансформаторы следующих видов: ТМГ-100-УХЛ1 и ТМГ-160-УХЛ1. Характеристики данных моделей трансформаторов приведены в таблице 4 [14, 15].

Для определения наиболее подходящего трансформатора необходимо проверить их на допустимую перегрузку. Допустимые нагрузки трансформатора, превышающие его номинальную мощность, возможны из-за неравномерности нагрузки в течение суток.

Таблица 4 – Технические характеристики трансформаторов ТМГ-100 и ТМГ-160

Номинальная мощность трансформаторов, кВА	Потери ХХ, Вт	Потери КЗ, Вт	Ток ХХ, %	Напряжение КЗ, %	Стоимость, руб	Внешний вид
ТМГ-100-УХЛ1	290	1970	2,6	4,5	105256,80	1 M№''|;'-W
ТМГ-160-УХЛ1	440	2650	2,4	4,7	131452,20

На рисунке 2 представлен полный осенний суточный график нагрузки, проанализировав который, можно сделать вывод, что в ночные, утренние, дневные часы трансформатор ТМГ-100 недогружен, а во время вечернего максимума в часы 19, 20 – перегружен. При этом трансформатор ТМГ-160 будет недогружен на протяжении всего времени эксплуатации.

Полный осенний суточный график нагрузки ПС, в кВА

Мощность, кВА       ТМГ-100       ТМГ-160

Рисунок 2 – Полный осенний суточный график нагрузки системы подстанции

При недогрузке износ изоляции мал, а во время перегрузки значительно увеличивается. Максимально допустимая систематическая нагрузка определяется при условии, что наибольшая температура обмотки 140 °С, наибольшая температура масла в верхних слоях 95 °С и износ изоляции за время максимальной нагрузки такой же, как при работе трансформатора при постоянной номинальной нагрузке, когда температура наиболее нагретой точки не превышает 98 °С [16].

Коэффициент начальной нагрузки эквивалентного графика определяются по выражению (10) [17]:

«1

at, +at2+-+atn

,

где: S 1 , S 2 , S n - мощности в режиме недогрузки трансформаторов;

t = △ t₁+^t₂+...+^t_n - продолжительность недогрузки трансформаторов.

2025 + 5808 + 2704 + 3481 + 6241 + 18050 + 8649 + 7225 + 5929 + 5625 +

6084 + 6889 + 7569 + 6724 + 8281 + 9409 + 5476 + 3249 + 2304

+74- * 1 + 57- * 1 + 48- * 1

74,38291593

= 100 V5532,818182 =

= 0,743829159

78,95198963

= 0,493449935

Коэффициент максимальной нагрузки в интервале h=Ah1+ △h2+^+ определим по формуле (11):

△ h p

X) 2*Д h 1+ X) **Д h2+-+(Sp) д»Д hp

^1 (тмг-юо)

45- *14- 44- *3 4- 52- *1 4- 59- * 1 4- 79- * 14- 95- *2 4- 93- * 1 + 85- * 1 +

+77- * 1 + 75- * 1 + 78- * 1 + 83- * 1 + 87- * 1 + 82- * 1 + 91- * 1 + 97- * 1 +

^1(ТМГ-160) — Т77.

= T77V 6233,416667 =

к; = —

Sv.

,

где: S i , S 2 , S p - мощности в режиме перегрузки трансформатора;

h=Ah 1 + △ h₂+^+ △ h n - продолжительность перегрузки трансформатора.

2(ТМГ—100) — 1 л л

118,0677771

= 1,180677771

(114F* 1 + (122)2*1

Так как мощность трансформатора ТМГ-160 выше каждой из мощности ступеней графика нагрузки, то трансформатор не работает в режиме перегрузки ни в один момент времени, отсюда следует, что: V ¹          _ л

“2(ТМГ-160) ~ и

Следующим шагом определим расчетный коэффициент максимальной нагрузки эквивалентного графика на основе следующий неравенств:

1. Если А'^ > 0,9 * К_тах = 0,9

■, то принимают .V- = ?.":.

2. Если /А < ; 1  /...= : 1

■, то принимают /< = I 1 л

Расчетный коэффициент нагрузки для трансформатора ТМГ-100:

148 - °’91о5 =11098

Таким образом:

^2(ТМГ—100) — 1Д8

Расчетный коэффициент нагрузки для трансформатора ТМГ-160:

О < 0,9—= 0,68625

Таким образом:

122     .

^2(тмг-1б0) — 0,9 —— — 0,68625

Зная значения коэффициента начальной нагрузки эквивалентного графика (K 1 ), времени перегрузки трансформаторов (h) и среднегодовой температуры окружающего воздуха (1 _охл ) по данным источника [16] определим коэффициент максимально допустимой систематической перегрузки трансформатора (К 2доп ). Условно будем считать, что трансформатор эксплуатируется в полосе умеренно континентального климата Орловской области со среднегодовой температурой окружающего воздуха 10 °С [18]. Значения (К 2доп ) приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Нормы максимальных допустимых систематических нагрузок ______ трансформаторов при 1 охл = 10 °С ________

h, ч	М и Д системы охлаждения
	К 2 при значениях К 1 = 0,25 -1
	0,5 (ТМГ-160)	0,7 (ТМГ-100)
0,5	+	+
2	1,70	1,63

Исходя из данных таблицы следует вывод, что трансформатор ТМГ-160 удовлетворяет условиям по допустимой перегрузке.

Для того, чтобы оценить возможность использования трансформатора ТМГ-100 необходимо сравнить расчетный коэффициент максимальной нагрузки эквивалентного графика (K 2 ) и коэффициент максимально допустимой систематической перегрузки трансформатора (К 2доп ):

^2(ТМГ-100) — ^2допСТМГ—100)

1,18 < 1,63

Из полученного соотношения следует вывод, что ТМГ-100 по систематической перегрузке удовлетворяет требованиям.

Определим максимально допустимую систематическую перегрузку трансформатора ТМГ-100 по формуле (12) и сравним ее с максимальной мощностью суточного графика нагрузки подстанции:

: _:- - --_■; =          Л = -   "   ^ ; = ^1 :- Е ,                    (12)

•^доп.сист/ТМГ—100) > -^Оосенгрнагр ,

163 кВА > 122 кВА

При этом также трансформаторы на подстанции 10/0,4 кВ выбирают по таблице экономических интервалов с учетом роста нагрузки потребителей системы электроснабжения, которая повышается в среднем на 30% в течении 5-тилетнего периода. Так, в источнике [19] приведена таблица экономических интервалов для разных видов нагрузки, в том числе и для смешанной нагрузки с преобладанием (более 60%) производственных потребителей, т.е. как в рассматриваемой системе электроснабжения. Экономические интервалы для трансформаторов ТМГ-100 и ТМГ-160 приведены в таблице 6.

Таблица 6 – Экономические интервалы силовых трансформаторов

Вид нагрузки	Интервалы нагрузки кВА для трансформаторов мощностью кВА
	100	160
Смешанная нагрузка с преобладанием (более 60%) производственных потребителей	107-161	162-257

Таким образом, для комплектной трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ системы электроснабжения демонстрационно-лабораторного стенда при наибольшей полной мощности в 122 кВА наиболее оптимальным решением будет выбор трансформатора ТМГ-100 с учетом того, что он не будет производить электроснабжение всех потребителей, а только некоторых, так как другие потребители будут получать электроэнергию от ВИЭ. С учетом этого состав электрооборудования комплектной трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ представлен на принципиальной электрической схеме на рисунке 3. Схема модернизирована за счёт включения последовательно с QS2 контактора КМ1, предназначенного для автоматизации ввода низкого напряжения, например, для реализации способа [20]:

Рисунок 3 – Принципиальная электрическая схема комплектной трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ интеллектуальной системы электроснабжения

Оборудование КТП 10/0,4 кВ системы электроснабжения демонстрационно-лабораторного стенда
Обозначение	Наименование	Назначение
QS 1	Разъединительный пункт РП IV	Включение и отключение КТП
Т1	Трансформатор ТМГ-100	Преобразование напряжения 10 кВ в 0,38 кВ
FU1-FU3	Предохранитель ПК 10	Защита трансформатора от токов КЗ
FV1-FV6	Разрядники РВО-10, РВН-05	Защита КТП от атмосферных перенапряжения на линиях 10 и 0,38 кВ
QS2	Выключатель -разъединитель ВР32И-37А30220 400А IEK	Отключение низковольтного шкафа
ТА 1-ТАЗ	Трансформатор тока ТТИ-А 400/5А 5ВА класс 0,5S IEK	Подключение прибора учета
КМ1	Контактор вакуумный КВТ-1,14-2,5/250	Предотвращение и блокировка обратной трансформации на сторону ВН
QF1	Выключатель автоматический ВА88-37 ЗР 400А 35кА ИЭК	Защита оборудования КТП от токов КЗ и перегрузок, ВО отходящей линии

Выводы:

В ходе работы были определены количество и мощность установленных на подстанции трансформаторов, с учетом рассмотрения двух вариантов трансформаторов: ТМГ-100 и ТМГ-160. Выбранные трансформаторы были проверены по допустимым систематическим перегрузкам и на основе результатов расчета был выбран трансформатор ТМГ-100 как наиболее технически эффективный.