Учебная работа. Расчет допустимых нагрузок на трансформатор

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

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

0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-12Час605237374555708085705045ni%1,21,040,740,740,91,11,41,61,71,4 10,9Pi12-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-24Час40406070809010010095858070ni%0,80,81,21,41,61,8 2 21,91,71,61,4PiРасчет летнего графика нагрузки

0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-12Час553725252537456368634545ni%1,10,740,50,50,50,740,91,261,361,260,90,9Pi12-13 13- 1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-24Час373745555560687885857560ni%0,740,740,91,11,11,21,361,561,71,71,51,2Pi

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

Р20-22= n% ∙ Pmax / 100 = 80%*4 / 100 = 3,2МВт

Р22-24= n% ∙ Pmax / 100 = 34%*4 / 100 = 1,36МВт

Расчет зимнего графика нагрузки

0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-12Час4040404010101001001001007070ni%1,61,61,61,60,40,4 4 4 4 42,82,8Pi12-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-24Час10010090909090509090904040ni% 4 43,63,63,63,6 23,63,63,61,61,6Pi

Расчет летнего графика нагрузки

0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-12Час36363131 6 6 6 690905050ni%1,441,441,241,240,240,240,240,,243,63,6 2 2Pi12-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-24Час 85858080757530308080 3434ni%3,43,43,23,2 3 31,21,23,23,21,361,36Pi

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

0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-12Час989797981001001001001009898100ni%7,847,767,767,84 8 8 8 8 87,847,84 8Pi12-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-24Час10010010010010098981001001009898ni% 8 8 8 8 87,847,84 8 8 87,847,84Pi

Расчет летнего графика нагрузки

0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-12Час86808086 90 90 90 9090868690ni%6,886,46,46,887,27,27,27,27,26,886,88 7,2Pi12-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-24Час 90909090908080909090 8585ni%7,27,27,27,2 7,2 6,46,47,27,27,26,86,8Pi

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

0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-12Час 40 40 40 40 40 15 15 95100100100 50ni%2,42,42,42,4 2,4 0,9 0,9 5,7 6 6 6 3Pi12-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-24Час100100100 95 95 95 95 50 95 95 95 40ni% 6 6 6 5,7 5,75,75,7 3 5,7 5,7 5,72,4Pi

Расчет летнего графика нагрузки

0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-12Час 25 25 30 30 10 10 10 1090 90 30 30ni%1,51,51,81,80,60,60,60,65,45,41,81,8Pi12-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-24Час30 90 90 85 85 85 35 35 85 85 22 22ni%1,85,45,45,15,15,12,12,15,15,11,321,32Pi

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

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

0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-12Час505050505050100100100100100100ni% 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 3 3 3 3 3 3Pi12-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-24Час100100100100100100 60 60 60 60 60 60ni% 3 3 3 3 3 31,81,81,81,81,81,8Pi

Расчет летнего графика нагрузки

0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010-1111-12Час454545404040404070708080ni%1,451,451,451,21,21,21,21,22,12,12,42,4Pi12-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222-2323-24Час90 90 90904545454545454545ni%2,72,72,72,71,451,451,451,451,451,451,451,45Pi

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

∆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(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

0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010- 1111-12зима, часы14,5414,31414,013,211,917,322,22,722,2420,617,7P(i)0,227∆ Pпост0,1135∆Pс.н0,930,90,860,870,760,621,312,192,272,171,871,38∆ Pпер15,715,5415,215,214,312,818,9524,825,324,7522,819,42P∑ пс(i)12-1313-1414-1515-1616-1717-1818-1919-2020-2121-2222- 2323-24зима, часы21,821,821,821,721,921,919,3418,42120,818,515,04P(i)0,227∆ Pпост0,1135∆Pс.н2,092,092,092,072,111,781,641,491,941,91,510,99∆ Pпер24,2324,2324,2324,124,324,0621,3220,223,223,0420,316,37P∑ пс(i)

Суммарный летний график нагрузки подстанции

0-11-22-33-44-55-66-77-88-99-1010- 1111- 12лето, часы12,311,511,311,69,749,9810,110,19,6619,2413,914,3P(i)0,1966∆ Pпост0,0983∆Pс.н0,770,670,650,60,480,500,520,561,961,880,991,04∆ Pпер13,412,412,312,5910,5110,710,911,321,9121,4115,215,63P∑ пс(i)12-1313-1414-1515-1616-1717-1818- 1919- 2020- 2121- 2222- 2323- 24лето, часы15,819,419,419,17,8517,112,513,518,6518,6512,412,13P(i)0,196∆ Pпост0,0983∆Pс.н1,271,921,911,81,621,490,790,921,761,760,780,74∆ Pпер17,421,621,621,419,7618,913,514,720,720,713,5013,16P∑ 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

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(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

S14(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 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

россия, Екатеринбург, 2005

Учебная работа. Расчет допустимых нагрузок на трансформатор