Методические указания по проведению лабораторных работ по изучению устройств АВР

 

    После расчета нагрузок линий напряжением 6…10 кВ определяем расчетные нагрузки трансформаторных подстанций 35/10 кВ и подстанции 110/35/6 кВ со стороны напряжения 6 кВ, а также питающих линий напряжением 35 кВ.

    Расчетные нагрузки трансформаторных подстанций 35/10 кВ и подстанции 110/35/6 кВ  определяем суммированием нагрузок линий 10 кВ и линий 6 кВ с использованием тех же коэффициентов одновременности, что и для ВЛ 6…10 кВ.

    

                       (2.9.)

    Где S_ТП35 – расчетная нагрузка трансформаторной подстанции 35/10 кВ, кВА;

    S_MAXi –максимальная нагрузка i – той линии 10 кВ, кВА;

    К_о – коэффициент одновременности.

    Определяем  расчетные нагрузки для подстанции 35/10 «Нер-Завод»

Подстанция имеет 6 фидеров 10 кВ, нагрузки которых приведены в таблице 2.2.

Анализируя  данные таблицы 2.2., видим, что ВЛ – 10 кВ имеют большую расчетную нагрузку в вечернее время, поэтому расчет нагрузки подстанции производим по вечернему максимуму.

S_{нер-завод} = (545,56+308,99+557,74+171,07+195,70+1381,29)*0,8=2528,28 кВА.

Расчет нагрузок остальных подстанций 35/10 кВ аналогичен, после расчета нагрузок подстанций переходим к расчету нагрузок  питающих линий напряжением 35 кВ.

Определяем  расчетную нагрузку для линии № 314 «Благодатка – Нер-Завод», по этой линии получают питание подстанции «Ишага» и «Нер-Завод». Расчет производим суммированием нагрузок подстанций с учетом коэффициента одновременности. Значения коэффициента одновременности дано в таблице 6 [Приложение ].

           (2.10.)

      где  S_ВЛ35 – расчетная нагрузка линии 35 кВ;

      S_ТП35i – расчетная нагрузка i - той  подстанции 35/10 кВ;

      К_о – коэффициент одновременности.

        S_{ВЛ 312} =(635,05+2528,28) * 0,97 = 3068,43 кВА 

        Результаты расчета нагрузок опорных подстанций 110/35/6 и 35/10 кВ и линий 35 кВ приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3.

Фактические нагрузки опорных подстанций 110/35/6 и 35/10 кВ

 

    Из  таблицы 2.3. видим, что подстанции 35/10 и 110/35/6 кВ загружены от полной мощности лишь частично. Так подстанция 35/10 кВ «Мотогорск» загружена лишь на 0,9 % от номинальной мощности трансформатора, подстанция 35/10 кВ «Ишага» загружена на 59,7 % от номинальной мощности. В этой ситуации возникает необходимость оценки и снижения потерь холостого хода.

    2.2. Расчет потерь электроэнергии.

     Электрический ток, проходя по проводам воздушных линий и обмоток  трансформаторов, вызывает потери мощности и энергии на их бесполезный, а  порой и вредный нагрев. Потери мощности и энергии должны быть компенсированы генераторами электростанций, что увеличивает их нагрузку и требует дополнительного расхода топлива. Для расчета потерь энергии в реальной линии с переменной нагрузкой строят график изменения этой нагрузки по продолжительности в течение определенного периода, лучше всего года. Его строят на основании суточных и годовых графиков нагрузки. Если график нагрузки потребителей неизвестен, а известны лишь максимальная нагрузка и годовое число часов ее использования Т , то время потерь τ находят по кривой, изображенной на рисунке 2.1. для данного Т .                                        

          Потери энергии в данном случае найдем по выражению:

     ,             (2.11.)

    где DW- потери мощности, кВт*ч

    I_max – максимальный ток линии, А                                         

    r – активное сопротивление линии, Ом/км

    τ – время потерь, час.

    Если  ток заменить активной мощностью, напряжением  и коэффициентом мощности, то выражение (2.11) примет вид:

    

,              (2.12)

      где P_max – максимальная нагрузка линии электропередач, кВт;

    U – номинальное напряжение линии, кВ;

    сosφ – коэффициент мощности;

    Найдем  потери электроэнергии в линиях электропередач напряжением 6…10 кВ. Произведем расчет для ВЛ - 6 КВ №052 Благодатка – ПМК.

    Данная  линия имеет провод марки  АС-25 и общую протяженность l = 15,38 км. Для данной марки провода удельное электрическое сопротивление r_o =1,145 Ом/км[    ],  значение активной максимальной мощности линии берем для вечернего максимума из таблицы 2.2. P_max =138,02 кВт, значение сosφ принимаем по таблице 3 [Приложение    ],так как нагрузка линии смешанная – сosφ =0,83.

   τ = 1900 ч [    ].

    DW = ((138,02)²/6²*(0,83)²)*1,145*15,38*1900*10^-3= 25722,90 кВт*час 

    Данные  расчета по остальным ВЛ 6…10 кВ приведены  в таблице 2.4.

    Таблица 2.4.

    Потери  электроэнергии в линиях 6…10 кВ

 

    Потери  электроэнергии в трансформаторах подстанций определяется по формуле:

       ,                          (2.13)

        где DP_M- потери короткого замыкания в трансформаторе, Вт;

      S_расч.- расчетная фактическая мощность трансформатора, кВА

      S_ном- номинальная мощность трансформатора, кВА

      DP_СТ- потери холостого хода в трансформаторе, Вт

    τ – время потерь, час.

      Произведем  расчет для ТП №0521 Лесхоз:

      Номинальная мощность трансформатора – 400 кВА. Марка  трансформатора ТМ. По марке и мощности находим значения DP_M и DP_СТ по таблице 19.2.[  ].

       DP_M = 5500 Вт; DP_СТ =1050 Вт; S _расч.=65,33 кВА.

      DW=(5500(65,33/400)²*1800+1050*8760)/1000=9403,42 кВт*час

      Результаты  расчета потерь по остальным ТП сведены в таблицу 2.5.

      Таблица 2.5.

      Потери  электроэнергии в трансформаторных пунктах

 

      Сравнив данные таблицы 2.5., видим, что наибольшие потери имеют место на перегруженных более чем на 50% ТП, а также на загруженных на 20-25 % от номинальной мощности ТП. Перегруженные ТП имеют большие потери за счет нагрузочных потерь в меди, а недогруженные – за счет потерь холостого хода, потерь в стали.

      После расчета потерь электроэнергии в  ТП произведем расчет потерь в силовых трансформаторах опорных подстанций, расчет производим по формуле (2.13), результаты расчета сводим в таблицу 2.6.

      Таблица 2.6.

      Потери  электроэнергии в трансформаторах опорных подстанций

 
 

    По  данным таблицы 2.6. видим, что трансформатор на подстанции «Мотогорск» имеет потери, соизмеримые с потерями подстанции «Нер-Завод», то есть потери первой подстанции составляют 68,68 % от потерь второй подстанции, хотя их нагрузки отличаются в 63 раза. Это означает, что у недогруженного трансформатора подстанции «Мотогорск» потери превышают полезный отпуск. В связи с этим возникает необходимость оценить потери электроэнергии в стоимостном выражении.

    2.3. Определение издержек на потери электроэнергии

    Стоимость потерь электроэнергии определяется как  сумма издержек в различных элементах сети, то есть

    

,                      (2.14.)

    Годовые издержки на потери электрической энергии  в линии электропередач, тыс. руб.