|
Δt
|
0 - 4
|
4 - 8
|
8 - 12
|
12 - 16
|
16 - 20
|
20 - 24
|
|
Sз, МВА
|
34.23
|
45.64
|
45.64
|
57.05
|
57.05
|
45.64
|
|
Sл, МВА
|
22.26
|
29.67
|
29.67
|
37.08
|
37.08
|
29.67
|
1. Составление
принципиальной схемы. Выбор трансформаторов подстанции с учетом аварийных
(систематических) перегрузок
Графики полной мощности в зимний и
летний периоды
Подстанция имеет два силовых
трансформатора для обеспечения бесперебойного снабжения энергией потребителей
первого класса в случае аварии. РУ низкого напряжения состоит из двух секций,
разделенных секционным высоковольтным выключателем.
Выбираем трехфазный двухобмоточный
трансформатор ТРДН-40000/220.
Sном = 40 МВА 
= 50 кВт
Uном ВН = 230 кВ Δ
= 170
кВт
НН = 11 кВ Ri = 5.6 Ом
Проведем проверку трансформатора при
аварийной перегрузке.
следовательно
принимаем 
Сравниваем 
с 
выбранным
по таблице для аварийного режима, учитывая, что эквивалентная температура равна
-10̊ С, время работы в
перегрузке 20 часов 
. [3,
табл. 1.36]
следовательно,
трансформатор проходит условие проверки.
2. Определение суточных
и годовых объемов отпуска электрической энергии без учета потерь энергии в
линиях электропередач, подключенных к ПС.
nздн = 200 дней nлдн = 165 дней
Эзсут = ∑(Pi∙Δti) = 4∙(29.1 + 3∙38.8 + 2∙48.5) = 970 МВт∙ч
Элсут = ∑(Pi∙Δti) = 4∙(18.92 + 3∙25.22 + 2∙31.53) = 630 МВт∙ч
Эгод = Эзсут∙nзд + Элсут∙nлд = 970∙200 + 630∙165
= 297950 МВт∙ч
3. Определение
абсолютных и относительных потерь ЭЭ в главных трансформаторах подстанции для
характерных зимних и летних суток при нормальных эксплуатационных режимах, а
также режимах ремонтных (послеаварийных), имеющих место при отключении одного
из трансформаторов на подстанции.
Нормальный режим - параллельная работа. 50%/50%
Т = 24 ч - сутки.
= 5.35 МВт∙ч
= 3.65 МВт∙ч
δ
= 
δ
= 
Послеаварийный режим
(ПАР) - выход из строя одного из
трансформаторов.
= 7.122 МВт∙ч
δ
Ремонтный режим - плановое отключение одного из трансформаторов.
= 
= 3.7 МВт∙ч
δ
= 
Как видно, потери
энергии в летний период меньше, чем в зимний период, при отключении одного трансформатора.
Поэтому ремонт выгоднее проводить именно летом.
. Оценка относительного
изменения суточных потерь ЭЭ в главных трансформаторах ПС
а) при их параллельной
или раздельной работе на распределительное устройство (РУ) низкого напряжения в
разных вариантах распределения нагрузки между секциями РУ.
= 2∙24∙0.05+0.17∙
∙(
+ 0.17∙∙(
5.47
= 2∙24∙0.05+0.17∙∙(∙(
Табл. 4.1
|
Потери Сезон
|
Зима
|
Лето
|
|
ΔЭ
|
δЭ%
|
ΔЭ
|
δЭ%
|
|
50/50
|
5.35
|
0.55
|
3.65
|
0.58
|
|
40/60
|
5.47
|
0.56
|
3.7
|
0.89
|
|
30/70
|
5.83
|
0.60
|
3.85
|
0.61
|
|
20/80
|
6.42
|
0.66
|
4.1
|
0.65
|
|
10/90
|
7.25
|
0.74
|
4.45
|
0.71
|
|
0/100
|
7.122
|
0.734
|
3.7
|
0.59
|
Для остальных соотношений
загруженности трансформаторов расчеты аналогичны.
Изменение потерь.
мощность электрический трансформатор
подстанция
Остальные вычисления аналогичны и
сведены в таблицу.
|
Табл. 4.2
|
50/50
|
40/60
|
30/70
|
20/80
|
10/90
|
0/100
|
|
|
0
|
2.42
|
5.5
|
12.3
|
21.9
|
1.37
|
|
|
0
|
1.37
|
8.97
|
20
|
35.5
|
33.1
|
Относительное изменение суточных
потерь при различной загруженности трансформаторов.
б) При ремонтах
трансформаторов или других последовательно соединенных с ними элементах схемы в
разные календарные сроки.
Считаем, что ремонт длится 12 часов
в сутки. С 800 до 2000.
Таким образом, один из
трансформаторов будет работать только половину времени суток, т.е. 12 часов.
Также примем время ремонта зимой
равной 2 дням, летом - 5 дням.
= 
= 
= 6.2
МВт
= 
= 
= 4.5 МВт
= 
∙
= 2 ∙
6.2 = 12.4 МВт
= 2∙
= 5 ∙ 4.5 = 22.5 МВт
δ
= 
= 
= 15.8%
δ
= 
= 
= 0.23%
Видно, что потери
возрастают на 15.8% в зимний период и на 0.23% в летний период проведения
ремонтных работ.
в) Частичная компенсация реактивной мощности. 50%.
Табл. 4.3
|
Δt
|
0 - 4
|
4 - 8
|
8 - 12
|
12 - 16
|
16 - 20
|
20 - 24
|
|
Qз, МВар
|
9.01
|
12.02
|
12.02
|
15.02
|
15.02
|
12.02
|
|
Qл., МВар
|
5.86
|
7.82
|
7.82
|
9.76
|
9.76
|
7.82
|
|
Pз, МВт
|
29.1
|
38.8
|
38.8
|
48.5
|
48.5
|
38.8
|
|
Pл, МВт
|
18.92
|
25.22
|
25.22
|
31.53
|
31.53
|
25.22
|
|
Sз, МВт
|
30.46
|
40.61
|
40.61
|
50.77
|
50.77
|
40.61
|
|
Sл, МВт
|
19.8
|
26.4
|
26.4
|
33
|
33
|
26.4
|
Зимние и летние нагрузки при
компенсации 50% реактивной мощности.
= 4.74 МВт∙ч
= 
= 3.39
МВт∙ч
d= 
d
Остальные расчеты выполнены по
аналогии. Результаты сведены в таблицы.
Частичная компенсация реактивной
мощности. 75%.
Табл. 4.4
|
Δt, час
|
0 - 4
|
4 - 8
|
8 - 12
|
12 - 16
|
16 - 20
|
20 - 24
|
|
Qз, МВар
|
4.5
|
6.01
|
6.01
|
7.51
|
7.51
|
6.01
|
|
Qл., МВар
|
2.93
|
3.92
|
3.92
|
4.88
|
4.88
|
3.92
|
|
Pз, МВт
|
29.1
|
38.8
|
38.8
|
48.5
|
48.5
|
38.8
|
|
Pл, МВт
|
18.92
|
25.22
|
25.22
|
31.53
|
31.53
|
25.22
|
|
Sз, МВт
|
29.44
|
39.26
|
39.26
|
49.08
|
49.08
|
39.26
|
|
Sл, МВт
|
19.14
|
25.52
|
25.52
|
31.91
|
31.91
|
25.52
|
Зимние и летние нагрузки при
компенсации 75% реактивной мощности.
100% компенсации (Q=0, S=P)
Табл. 4.5
|
 , час
|
0-4
|
4-8
|
8-12
|
12-16
|
16-20
|
20-24
|
|
Sзим, МВA
|
29.1
|
38.8
|
38.8
|
48.5
|
48.5
|
38.8
|
|
Sлет, МВА
|
18.92
|
25.22
|
25.22
|
31.53
|
31.53
|
25.22
|
Зимние и летние максимальные
нагрузки при компенсации 100%
Абсолютные потери и изменение относительных
потерь внесём в таблицу.
Табл. 4.6
|
Компенсация
|
0%
|
50%
|
75%
|
100%
|
|
 , МВт ч
|
5.34
|
4.74
|
4.59
|
4.54
|
|
 МВт ч
|
3.65
|
3.39
|
3.32
|
3.3
|
|
|
1672
|
1507.4
|
1466
|
1445
|
|
 , %
|
-11.2
|
-14
|
-15
|
|
|
0
|
-7.1
|
-9.0
|
-9.6
|
|
|
0
|
-9.9
|
-12.3
|
-13.6
|
5. Выбор кабеля,
подключаемого к РУ низкого напряжения ПС для питания распределительных пунктов
(РП), по условиям их работы в основных эксплуатационных режимах. Определение
относительных суточных потерь ЭЭ в этих линиях в условиях нормальных и
послеаварийных режимов для характерных зимних и летних суток.
Графики активной и реактивной
мощности в зимний и летний периоды
Табл. 5.1. Графики полной мощности в
зимний и летний периоды
|
|
0-4
|
4-8
|
8-12
|
12-16
|
16-20
|
20-24
|
|
|
2.1
|
2.8
|
2.8
|
3.5
|
3.5
|
2.8
|
|
|
1.37
|
1.82
|
1.82
|
2.28
|
2.28
|
1.82
|
|
|
2.47
|
3.3
|
3.3
|
4.12
|
4.12
|
3.3
|
|
|
1.6
|
2.14
|
2.14
|
2.67
|
2.67
|
2.14
|
|
|
1.3
|
1.74
|
1.74
|
2.17
|
2.17
|
1.74
|
|
|
0.85
|
1.13
|
1.13
|
1.41
|
1.41
|
1.13
|
Максимальные зимние и летние
нагрузки РП сети.
Выбор сечения по экономической
плотности.
= 
с
четом того, что = 6342
ч, кабель с СПЭ-изоляцией.
Кабель трехжильный с СПЭ-изоляцией,
прокладка в земле.
Примем кабель сечением 150 мм². r0=0.206 
[4,
табл. 1]
, 
приняты по [4, табл. 8, 9, 10, 12]
295∙1.01∙0.93∙1∙0.88
= 244 А
следовательно,
кабель подходит.
Определение
относительных потерь ЭЭ в линиях в нормальных и послеаварийных режимах
Нормальный режим (N=2)
Остальные расчёты заносим в табл.
Аварийный режим (ПАР). (N=1)
Все расчёты аналогичны, поэтому
сразу заносим данные в таблицу.
Табл. 5.2
|
 
|
|
|
|
|
|
|
Норм.реж.
|
0.868
|
0.367
|
234.2
|
1.24%
|
0.73%
|
1.05%
|
|
ПАР
|
1.74
|
0.74
|
470.1
|
2.49%
|
1.48%
|
2.12%
|
Относительные потери в линиях при
нормальных и аварийных режимах.
6. Оценка относительного
изменения суточных потерь ЭЭ в линиях
а) при использовании
кабелей 3-х разных сечений
Примем сечения на шаг выше и на шаг
ниже выбранного ранее.
F = 120 мм², r0 = 0,253 Ом/км
F = 185 мм², r0 = 0,164 Ом/км
Расчеты аналогичны таковым в пятом
пункте. Сведем результаты в таблицу.
Табл. 6.1
|
F, мм²
|
120
|
150
|
185
|
|
|
1.08
|
0.868
|
0.70
|
|
|
0.46
|
0.36
|
0.29
|
|
|
292
|
234.2
|
187.9
|
|
|
1.54
|
1.24
|
1.0
|
|
|
0.92
|
0.73
|
0.58
|
|
|
1.31
|
1.05
|
0.84
|
|
|
24.2
|
0
|
-19.4
|
|
|
26
|
0
|
-20.5
|
|
|
24.8
|
0
|
-19.7
|
Относительное изменение потерь при
использовании разных сечений кабеля одной марки.
При использовании кабеля
сечением 185 мм² потери снижаются в среднем на 20%. Но стоит учесть, что кабель
большего сечения дороже, поэтому его применение может быть неоправданно.
б) Использование кабелей
разных марок
Примем кабель с пластмассовой и
резиновой изоляцией АВАШв.
Табл. 6.2
|
|
|
|
 %
|
 %
|
%
|
 %
|
 %
|
%
|
|
AББ
|
0.868
|
0.367
|
234.2
|
1.24
|
0.73
|
1.05
|
0
|
0
|
0
|
|
АВАШв
|
2.23
|
0.94
|
601.1
|
3.18
|
1.88
|
2.56
|
156
|
157.5
|
143.8
|
Изменение относительных потерь в
кабелях при использовании кабеля другой марки.
Как видно по результатам
в таблице, потери ЭЭ при использовании кабеля пластмассовой и резиновой
изоляцией АВАШв увеличились на 43 процента. Выбранный в пункте 5 кабель
использовать более рационально, даже если он существенно дороже.
в) Отклонение напряжения
в диапазоне от 0.9 до 1.1 от номинального
Расчеты аналогичны таковым в пункте
5. Сведем результаты в таблицу.
Табл. 6.3
|
|
0.9Uном
|
0.95Uном
|
Uном
|
1.05Uном
|
1.1Uном
|
|
|
1.06
|
0.96
|
0.868
|
0.78
|
0.72
|
|
|
0.45
|
0.41
|
0.367
|
0.33
|
0.3
|
|
|
276.3
|
259.6
|
234.2
|
210.5
|
193.5
|
|
 %
|
1.51
|
1.37
|
1.24
|
1.11
|
1.03
|
|
 %
|
0.9
|
0.82
|
0.73
|
0.66
|
0.6
|
|
%
|
1.24
|
1.16
|
1.05
|
0.94
|
0.87
|
|
 %
|
21.7
|
10.6
|
0
|
-10.5
|
-16.9
|
|
 %
|
23.3
|
12.3
|
0
|
-9.6
|
-17.8
|
|
 %
|
18.1
|
10.5
|
0
|
-10.5
|
-17.14
|
Изменение относительных потерь в
кабелях при отклонении напряжения от номинального.
Видно, что при
отклонении напряжения в меньшую сторону, потери в линиях увеличиваются, а при
отклонении в большую сторону - уменьшаются.
г) Разное размещение
компенсирующих устройств
- На шинах ПС или на шинах
питаемых от них РП.
Для простоты расчетов примем
компенсацию равной 100 процентам. Результаты расчетов сведены в таблицу.
Табл. 6.4
|
Расположение БСК
|
На шинах ПС
|
На шинах РП
|
|
|
0.868
|
0.626
|
|
|
0.367
|
0.265
|
|
|
234.2
|
169
|
|
%
|
1.24
|
0.89
|
|
%
|
0.73
|
0.53
|
|
%
|
1.05
|
0.72
|
|
%
|
0
|
- 28,2
|
|
%
|
0
|
- 27.4
|
|
 %
|
0
|
- 31.4
|
Изменение относительных потерь в
кабелях при различных вариантах установки БСК.
Видно, что установка БСК
на шинах РП приводит к уменьшению потерь в кабельной линии.
- Полная или частичная
компенсация реактивной мощности на шинах РП.
(0,3 QРП, 0,6 QРП, 0,9 QРП)
Табл. 6.5. Компенсация 30% QРП
|
|
0 - 4
|
4 - 8
|
8 -1 2
|
12 - 16
|
16 - 20
|
20 - 24
|
|
|
2.1
|
2.8
|
2.8
|
3.5
|
3.5
|
2.8
|
|
|
1.37
|
1.82
|
1.82
|
2.28
|
2.28
|
1.82
|
|
|
0.91
|
1.21
|
1.21
|
1.52
|
1.52
|
1.21
|
|
|
0.6
|
0.79
|
0.79
|
0.99
|
0.99
|
0.79
|
|
|
2.29
|
3.05
|
3.05
|
3.82
|
3.82
|
3.05
|
|
|
1.49
|
1.98
|
1.98
|
2.48
|
2.48
|
1.98
Табл. 6.6. Компенсация 60% QРП
|
|
0 - 4
|
4 - 8
|
8 -1 2
|
12 - 16
|
16 - 20
|
20 - 24
|
|
|
2.1
|
2.8
|
2.8
|
3.5
|
3.5
|
2.8
|
|
|
1.37
|
1.82
|
1.82
|
2.28
|
2.28
|
1.82
|
|
|
0.52
|
0.69
|
0.69
|
0.87
|
0.87
|
0.69
|
|
|
0.34
|
0.45
|
0.45
|
0.57
|
0.57
|
0.45
|
|
|
2.16
|
2.88
|
2.88
|
3.61
|
3.61
|
2.88
|
|
|
1.4
|
1.87
|
1.87
|
2.35
|
2.35
|
1.87
|
Зимние и летние максимальные
нагрузки при компенсации 60%
Табл. 6.7. Компенсация 90% QРП
|
|
0 - 4
|
4 - 8
|
8 -1 2
|
12 - 16
|
16 - 20
|
20 - 24
|
|
|
2.1
|
2.8
|
2.8
|
3.5
|
3.5
|
2.8
|
|
|
1.37
|
1.82
|
1.82
|
2.28
|
2.28
|
1.82
|
|
|
0.13
|
0.17
|
0.17
|
0.22
|
0.22
|
0.17
|
|
|
0.08
|
0.11
|
0.11
|
0.14
|
0.14
|
0.11
|
|
|
2.1
|
2.81
|
2.81
|
3.51
|
3.51
|
2.81
|
|
|
1.37
|
1.83
|
1.83
|
2.28
|
2.28
|
1.83
|
Зимние и летние максимальные
нагрузки при компенсации 90%
Вычисления потерь аналогичны
предыдущим. Сведем результаты в таблицу.
Табл. 6.8
|
компенсация
|
0%
|
30%
|
60%
|
90%
|
100%
|
|
, МВт ч
|
0.868
|
0.75
|
0.66
|
0.63
|
0.626
|
|
МВт ч
|
0.367
|
0.32
|
0.28
|
0.27
|
0.26
|
|
|
234.2
|
202.8
|
178.2
|
170.6
|
169
|
|
 , %
|
1.24
|
1.07
|
0.94
|
0.9
|
0.89
|
|
|
0.73
|
0.64
|
0.56
|
0.54
|
0.52
|
|
|
1.05
|
0.91
|
0.80
|
0.77
|
0.76
|
|
 %
|
0
|
- 13.7
|
- 24.2
|
-27.4
|
- 28.2
|
|
 %
|
0
|
- 12.3
|
- 23.3
|
- 26.0
|
- 28.8
|
|
 %
|
0
|
- 13.3
|
- 23.9
|
- 26.7
|
- 27.6
|
Изменение относительных потерь в
кабелях при различных вариантах компенсации реактивной мощности.
Видно, что установка БСК
снижает потери ЭЭ в кабельной линии. Наиболее оптимальным является вариант
компенсации реактивной мощности в диапазоне от 30 до 60 процентов. При
компенсации более 60 процентов эффективность компенсации снижается.
7. Еженедельные
изменения электропотребления в жилище студента. План мероприятий, направленных
на энергосбережение в быту. Оценка их натуральной и стоимостной эффективности
Табл. 7.1
|
Дата измерений
|
Количество потребленной энергии, кВт∙ч
|
|
12.03.12
|
13751.4
|
|
19.03.12
|
13768.9
|
|
29.03.12
|
13795.5
|
|
3.04.12
|
13807.9
|
|
12.04.12
|
13832
|
|
19.04.12
|
13851.4
|
|
27.04.12
|
13872
|
|
5.05.12
|
13895
|
|
13.05.12
|
13914
|
|
17.05.12
|
13925
|
Показания счетчика электрической
энергии, снятые в течение двух месяцев.
Составим таблицу значений среднего
суточного расхода электроэнергии.
Табл. 7.2
|
Дата измерений
|
Количество потребленной энергии, кВт∙ч
|
|
12.03 - 19.03
|
2.5
|
|
19.03 - 29.03
|
2.6
|
|
29.03 - 3.04
|
2.48
|
|
3.04 - 12.04
|
2.67
|
|
12.04 - 19.04
|
2.77
|
|
19.04 - 27.04
|
2.58
|
|
27.04 - 5.05
|
2.87
|
|
5.05 - 13.05
|
2.37
|
|
13.05 - 17.05
|
2.2
|
Среднесуточное потребление
электроэнергии.
Логично было бы
предположить снижение потребление электроэнергии в течение времени измерений.
Что собственно и наблюдается в последний месяц снятия показаний - в апреле. Это
связано с повышением средней температуры воздуха и, следовательно, вызванным им
снижением температуры в квартире вследствие вентиляции. В результате этого
холодильник потребляет меньше электроэнергии.
В квартире, для которой приведены
показания счетчика электроэнергии, установлены энергосберегающие лампы. Есть
также две лампы накаливания, но они включаются редко и не могут сильно повлиять
на общее потребление электроэнергии. Электрические обогреватели отсутствуют,
т.к. квартира оборудована централизованной системой отопления. Основными
потребителями электроэнергии являются холодильник, стиральная машина, телевизор
и персональный компьютер.
Среди мероприятий по снижению
энергопотребления можно принять следующие:
снижение потребления электроэнергии
ноутбуком путем перевода его в режим гибернации при долгом простое без
использования
установка энергосберегающего режима
в настройках телевизора
замена оставшихся ламп накаливания
на энергосберегающие
Заключение
В данной работе была составлена
схема подстанции, выбраны силовые трансформаторы, кабельные линии, питающие РП.
Были рассмотрены потери электрической энергии в трансформаторах при нормальном,
аварийном, ремонтном режимах. Получены данные о зависимости потерь от разной
загруженности каждого из трансформаторов. Также получены данные о зависимости
потерь в кабельных линиях от использования кабелей разного сечения, разных марок,
от отклонения напряжения от номинального.
Было уделено внимание компенсации
реактивной мощности в трансформаторных линиях, в кабельных линиях. Получены
данные об изменении потерь при различной компенсации реактивной мощности,
различном размещении компенсирующих устройств.
Список используемой
литературы
1. «Справочник по проектированию электроэнергетических сетей»
под редакцией Д.Л. Файбисовича. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.:НЦ ЭНАС,
г. -392 с. ил.
. Правила устройства электроустановок ПУЭ. - 6-е изд. - М:
Изд-во НЦ ЭНАС, 2003 г.
3. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные
материалы для курсового и дипломного проектирования. Неклепаев Б.Н., Крючков
И.П.М.: Энергоатомиздат. 1989.
4. Брошюра «Кабельные системы с изоляцией из сшитого полиэтилена»
производства «АББ Технологии для электроэнергетики».
www.abb.com/cables
. http://www.modul-c.ru/kondencustukl.html
Похожие работы на - Расчет подстанции
|