Расчет подстанции

 

Предварительная обработка данных

Обработаем график зимней нагрузки и получим графики активной и реактивной мощностей в зимний и летний периоды.

cos? = 0.85 => ? = 31.78? => tg? = 0.62= 48.5

МВАлет = Pзим?Kсез Qлет = Qзим?Kсез

Сведем показатели мощности в зимний и летний периоды в таблицу.

Табл. 1

?t, час0 - 44 - 88 - 1212 - 1616 - 2020 - 24Pз, МВт29.138.838.848.548.538.8Qз, МВар18.0324.0424.0430.0530.0524.04Pл, МВт18.9225.2225.2231.5331.5325.22Qл, МВар11.7215.6315.6319.5319.5315.63

Графики активной и реактивной мощностей в зимний и летний периоды.

Для зимнего периода:Для летнего периода:

Остальные вычисления аналогичны. Сведем их в таблицу 2.

Табл. 2

?t0 - 44 - 88 - 1212 - 1616 - 2020 - 24Sз, МВА34.2345.6445.6457.0557.0545.64Sл, МВА22.2629.6729.6737.0837.0829.67

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 ? = 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 -10? 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??ti) = 4?(29.1 + 3?38.8 + 2?48.5) = 970 МВт?ч

Элсут = ?(Pi??ti) = 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

? =

? =

Послеаварийный режим (ПАР) - выход из строя одного из трансформаторов.

= 7.122 МВт?ч

?

Ремонтный режим - плановое отключение одного из трансформаторов.

= = 3.7 МВт?ч

? =

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 СезонЗимаЛето?Э?Э%?Э?Э%50/505.350.553.650.5840/605.470.563.70.8930/705.830.603.850.6120/806.420.664.10.6510/907.250.744.450.710/1007.1220.7343.70.59

Для остальных соотношений загруженности трансформаторов расчеты аналогичны.

Изменение потерь.

мощность электрический трансформатор подстанция

Остальные вычисления аналогичны и сведены в таблицу.

Табл. 4.250/5040/6030/7020/8010/900/10002.425.512.321.91.3701.378.972035.533.1

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

? = = = 15.8%

? = = = 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

?t0 - 44 - 88 - 1212 - 1616 - 2020 - 24Qз, МВар9.0112.0212.0215.0215.0212.02Qл., МВар5.867.827.829.769.767.82Pз, МВт29.138.838.848.548.538.8Pл, МВт18.9225.2225.2231.5331.5325.22Sз, МВт30.4640.6140.6150.7750.7740.61Sл, МВт19.826.426.4333326.4

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

?t, час0 - 44 - 88 - 1212 - 1616 - 2020 - 24Qз, МВар4.56.016.017.517.516.01Qл., МВар2.933.923.924.884.883.92Pз, МВт29.138.838.848.548.538.8Pл, МВт18.9225.2225.2231.5331.5325.22Sз, МВт29.4439.2639.2649.0849.0839.26Sл, МВт19.1425.5225.5231.9131.9125.52Зимние и летние нагрузки при компенсации 75% реактивной мощности.

100% компенсации (Q=0, S=P)

Табл. 4.5

, час0-44-88-1212-1616-2020-24Sзим, МВA29.138.838.848.548.538.8Sлет, МВА18.9225.2225.2231.5331.5325.22

Зимние и летние максимальные нагрузки при компенсации 100%

Абсолютные потери и изменение относительных потерь внесём в таблицу.

Табл. 4.6

Компенсация0%50%75%100%, МВт ч5.344.744.594.54МВт ч3.653.393.323.316721507.414661445, %0-11.2-14-150-7.1-9.0-9.60-9.9-12.3-13.6

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

0-44-88-1212-1616-2020-242.12.82.83.53.52.81.371.821.822.282.281.822.473.33.34.124.123.31.62.142.142.672.672.141.31.741.742.172.171.740.851.131.131.411.411.13

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.0.8680.367234.21.24%0.73%1.05%ПАР1.740.74470.12.49%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, мм²1201501851.080.8680.700.460.360.29292234.2187.91.541.241.00.920.730.581.311.050.8424.20-19.4260-20.524.80-19.7

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

% % % % % %AББ0.8680.367234.21.240.731.05000АВАШв2.230.94601.13.181.882.56156157.5143.8

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

0.9Uном0.95UномUном1.05Uном1.1Uном1.060.960.8680.780.720.450.410.3670.330.3276.3259.6234.2210.5193.5%1.511.371.241.111.03%0.90.820.730.660.6%1.241.161.050.940.87%21.710.60-10.5-16.9%23.312.30-9.6-17.8%18.110.50-10.5-17.14

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 БСКНа шинах ПСНа шинах РП0.8680.6260.3670.265234.2169%1.240.89%0.730.53%1.050.72%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 - 44 - 88 -1 212 - 1616 - 2020 - 242.12.82.83.53.52.81.371.821.822.282.281.820.911.211.211.521.521.210.60.790.790.990.990.792.293.053.053.823.823.051.491.981.982.482.481.98

Зимние и летние максимальные нагрузки при компенсации 30%

Табл. 6.6. Компенсация 60% QРП

0 - 44 - 88 -1 212 - 1616 - 2020 - 242.12.82.83.53.52.81.371.821.822.282.281.820.520.690.690.870.870.690.340.450.450.570.570.452.162.882.883.613.612.881.41.871.872.352.351.87

Зимние и летние максимальные нагрузки при компенсации 60%

Табл. 6.7. Компенсация 90% QРП

0 - 44 - 88 -1 212 - 1616 - 2020 - 242.12.82.83.53.52.81.371.821.822.282.281.820.130.170.170.220.220.170.080.110.110.140.140.112.12.812.813.513.512.811.371.831.832.282.281.83

Зимние и летние максимальные нагрузки при компенсации 90%

Вычисления потерь аналогичны предыдущим. Сведем результаты в таблицу.

Табл. 6.8

компенсация0%30%60%90%100%, МВт ч0.8680.750.660.630.626МВт ч0.3670.320.280.270.26234.2202.8178.2170.6169, %1.241.070.940.90.890.730.640.560.540.521.050.910.800.770.76%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 измеренийКоличество потребленной энергии, кВт?ч12.03.1213751.419.03.1213768.929.03.1213795.53.04.1213807.912.04.121383219.04.1213851.427.04.12138725.05.121389513.05.121391417.05.1213925

Показания счетчика электрической энергии, снятые в течение двух месяцев.

Составим таблицу значений среднего суточного расхода электроэнергии.

Табл. 7.2

Дата измеренийКоличество потребленной энергии, кВт?ч12.03 - 19.032.519.03 - 29.032.629.03 - 3.042.483.04 - 12.042.6712.04 - 19.042.7719.04 - 27.042.5827.04 - 5.052.875.05 - 13.052.3713.05 - 17.052.2

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

Предварительная обработка данных Обработаем график зимней нагрузки и получим графики активной и реактивной мощностей в зимний и летний периоды.

Больше работ по теме: