Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах тяговых подстанций

В выходной информации содержатся следующие данные: число работающих понижающих трансформаторов, средний коэффициент загрузки понижающего трансформатора (если всю нагрузку тяговой подстанции берет один трансформатор), оптимальный коэффициент загрузки понижающего трансформатора, годовые потери энергии в понижающих трансформаторах (кВт*ч), время работы одного понижающего трансформатора (час/год), то же для двух трансформаторов, средний коэффициент загрузки одного понижающего трансформатора, годовые потери энергии при одном и двух работающих трансформаторах (кВт*ч).

 

Алгоритм расчета:

Годовые активные потери для группы постоянно параллельно работающих трансформаторов определяются по формуле:

 

DA = [Nт*(DPхх+kэр*Iхх*Sн/100)+(DPкз+kэр*Uк*Sн/100)*kзср^2 *kэ^2/Nт]*8760, (17)

 

 где Nт - число работающих трансформаторов;

 DPхх - потери холостого хода трансформатора, кВт;

 Sн - номинальная мощность одного трансформатора, кВА;

 kэр - коэффициент эквивалентности реактивных потерь (коэффициент повышения потерь), принят равным 0.12 кВт/квар;

 Iхх - ток холостого хода трансформатора, %;

 Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

 kэ - коэффициент эффективности загрузки тяговой подстанции, принят равным 1.05;

 kзср - средний коэффициент загрузки одного трансформатора в долях от номинальной мощности Sн (для двухобмоточных трансформаторов kзср = Sср/Sн, Sср - среднегодовая нагрузка, приходящаяся на рассматриваемую группу трансформаторов).

 Расчет потерь производится согласно "Инструктивно-методических указаний" Трансэлектропроекта 3-72 с учетом для тяговых подстанций переменного тока неравномерной загрузки фаз.

 Расчет производится при помощи подпрограммы blok08 программного комплекса BLOK.

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ

 

 ВВЕДИТЕ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:

 

 ПРИЗНАК РОДА ТОКА M

 (ДЛЯ ПОСТОЯННОГО ТОКА M=0, ДЛЯ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА M=1)

 M = 1

 ЧИСЛО ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ = 6

 

 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ 1 -Й ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ:

ДОЛЯ РАЙОННОЙ НАГРУЗКИ В ОБЩЕЙ НАГРУЗКЕ ТП (отн.ед.) = 0.4

ПОТЕРИ Х.Х. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВТ) = 91

ТОК Х.Х. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (%) = 1

ПОТЕРИ К.З. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВТ) = 320

НАПРЯЖЕНИЕ К.З. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (%) = 10.5

НОМИНАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВА) = 63000

СРЕДНЯЯ НАГРУЗКА НАИБОЛЕЕ ЗАГРУЖ. ПЛЕЧА ПИТАНИЯ ТП (КВА) = 6887.4

СРЕДНЯЯ НАГРУЗКА НАИМЕНЕЕ ЗАГРУЖ. ПЛЕЧА (КВА) = 0

 

 РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

 ЧИСЛО РАБОТАЮЩИХ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРОВ = 1

 СРЕДНИЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРА = 0.2928291

 ОПТИМАЛЬНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРА = 0.5243366

 ГОДОВЫЕ ПОТЕРИ ЭНЕРГИИ В ПОНИЖ.ТРАНСФ-РЕ ТП = 1858486 КВТ*Ч

 

 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ 2 -Й ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ:

ДОЛЯ РАЙОННОЙ НАГРУЗКИ В ОБЩЕЙ НАГРУЗКЕ ТП (отн.ед.) = 0.3

ПОТЕРИ Х.Х. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВТ) = 91

ТОК Х.Х. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (%) = 1

ПОТЕРИ К.З. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВТ) = 320

НАПРЯЖЕНИЕ К.З. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (%) = 10.5

НОМИНАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВА) = 63000

 

СРЕДНЯЯ НАГРУЗКА НАИБОЛЕЕ ЗАГРУЖ. ПЛЕЧА ПИТАНИЯ ТП (КВА) = 9100.4

СРЕДНЯЯ НАГРУЗКА НАИМЕНЕЕ ЗАГРУЖ. ПЛЕЧА (КВА) = 6103.5

 

 РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

 ЧИСЛО РАБОТАЮЩИХ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРОВ = 1

 СРЕДНИЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРА = 0.4318979

 ОПТИМАЛЬНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРА = 0.5243366

 ГОДОВЫЕ ПОТЕРИ ЭНЕРГИИ В ПОНИЖ.ТРАНСФ-РЕ ТП = 2641676 КВТ*Ч

 

 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ 3 -Й ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ:

ДОЛЯ РАЙОННОЙ НАГРУЗКИ В ОБЩЕЙ НАГРУЗКЕ ТП (отн.ед.) = 0.2

ПОТЕРИ Х.Х. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВТ) = 91

ТОК Х.Х. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (%) = 1

ПОТЕРИ К.З. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВТ) = 320

НАПРЯЖЕНИЕ К.З. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (%) = 10.5

НОМИНАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВА) = 63000

 

СРЕДНЯЯ НАГРУЗКА НАИБОЛЕЕ ЗАГРУЖ. ПЛЕЧА ПИТАНИЯ ТП (КВА) = 9051.8

СРЕДНЯЯ НАГРУЗКА НАИМЕНЕЕ ЗАГРУЖ. ПЛЕЧА (КВА) = 8165.3

 

 РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

 ЧИСЛО РАБОТАЮЩИХ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРОВ = 1

 СРЕДНИЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРА = 0.4418264

 ОПТИМАЛЬНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРА = 0.5243366

 ГОДОВЫЕ ПОТЕРИ ЭНЕРГИИ В ПОНИЖ.ТРАНСФ-РЕ ТП = 2713467 КВТ*Ч

 

 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ 4 -Й ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ:

ДОЛЯ РАЙОННОЙ НАГРУЗКИ В ОБЩЕЙ НАГРУЗКЕ ТП (отн.ед.) = 0.3

ПОТЕРИ Х.Х. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВТ) = 91

ТОК Х.Х. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (%) = 1

ПОТЕРИ К.З. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВТ) = 320

НАПРЯЖЕНИЕ К.З. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (%) = 10.5

НОМИНАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВА) = 63000

 

СРЕДНЯЯ НАГРУЗКА НАИБОЛЕЕ ЗАГРУЖ. ПЛЕЧА ПИТАНИЯ ТП (КВА) = 6519.25

СРЕДНЯЯ НАГРУЗКА НАИМЕНЕЕ ЗАГРУЖ. ПЛЕЧА (КВА) = 6468.6

 

 РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

 ЧИСЛО РАБОТАЮЩИХ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРОВ = 1

 СРЕДНИЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРА =.2813303

 ОПТИМАЛЬНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРА =.5243366

 ГОДОВЫЕ ПОТЕРИ ЭНЕРГИИ В ПОНИЖ.ТРАНСФ-РЕ ТП = 2308864 КВТ*Ч

 

 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ 5 -Й ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ:

ДОЛЯ РАЙОННОЙ НАГРУЗКИ В ОБЩЕЙ НАГРУЗКЕ ТП (отн.ед.) = 0.3

ПОТЕРИ Х.Х. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВТ) = 91

ТОК Х.Х. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (%) = 1

ПОТЕРИ К.З. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВТ) = 320

НАПРЯЖЕНИЕ К.З. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (%) = 10.5

НОМИНАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВА) = 63000

СРЕДНЯЯ НАГРУЗКА НАИБОЛЕЕ ЗАГРУЖ. ПЛЕЧА ПИТАНИЯ ТП (КВА) = 8173.3

СРЕДНЯЯ НАГРУЗКА НАИМЕНЕЕ ЗАГРУЖ. ПЛЕЧА (КВА) = 5880.5

 

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

 ЧИСЛО РАБОТАЮЩИХ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРОВ = 1

 СРЕДНИЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРА = 0.4060461

 ОПТИМАЛЬНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРА = 0.5243366

 ГОДОВЫЕ ПОТЕРИ ЭНЕРГИИ В ПОНИЖ.ТРАНСФ-РЕ ТП = 2464675 КВТ*Ч

 

 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ 6 -Й ТЯГОВОЙ ПОДСТАНЦИИ:

ДОЛЯ РАЙОННОЙ НАГРУЗКИ В ОБЩЕЙ НАГРУЗКЕ ТП (отн.ед.) = 0.4

ПОТЕРИ Х.Х. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВТ) = 91

ТОК Х.Х. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (%) = 1

ПОТЕРИ К.З. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВТ) = 320

НАПРЯЖЕНИЕ К.З. ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (%) = 10.5

НОМИНАЛЬНАЯ МОЩНОСТЬ ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА (КВА) = 63000

 

СРЕДНЯЯ НАГРУЗКА НАИБОЛЕЕ ЗАГРУЖ. ПЛЕЧА ПИТАНИЯ ТП (КВА) = 8163.2

СРЕДНЯЯ НАГРУЗКА НАИМЕНЕЕ ЗАГРУЖ. ПЛЕЧА (КВА) = 5681.25

 

 РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

 ЧИСЛО РАБОТАЮЩИХ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРОВ = 1

 СРЕДНИЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРА = 0.4393899

 ОПТИМАЛЬНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ЗАГРУЗКИ ПОНИЖ.ТРАНСФОРМАТОРА = 0.5243366

 ГОДОВЫЕ ПОТЕРИ ЭНЕРГИИ В ПОНИЖ.ТРАНСФ-РЕ ТП = 2695654 КВТ*Ч

 

 

Таблица 12. Сводная таблица результатов расчета потерь электроэнергии в трансформаторах
№ п/п	Подстанции	Мощность, кВт		Напряжение К.З.,% наиболее загруж. плеча питания	Средняя нагрузка, кВА		Потери за год, кВт*ч
		ХХ	КЗ		наименее загруж. плеча	наиболее загруж. плеча
1	ТП1 – ТДТН-25000/110 МВА	45	145	10.5	0	4355	164576
2	ТП2 – 2*16 МВА	17	76	10.5	4124	6153	198154
3	ТП3 – 2*16 МВА	17	76	10.5	3951	5814	175643
4	ТП4 – 2*16 МВА	17	76	10.5	3415	4078	146534
5	ТП5 – 2*16 МВА	17	76	10.5	5024	5162	135653
6	ТП6 – ТДТН-25000/110 МВА	45	145	10.5	4457	0	189532
Всего в трансформаторах проектируемого участка					-	-	1010092

Анализ соотношения потерь позволяет сделать следующие выводы:

1. Наибольшие потери имеют место при раздельной схеме питания подвесок путей. Наименьшие при параллельной.

2. В данном случае, разница потерь в тяговой сети с узловой и параллельной схемами отличаются незначительно. Это определяет целесообразность узловой схемы питания как схемы, для реализации которой потребуются меньшие затраты, а эксплуатационные издержки, связанные с увеличением по оплате потерь, практически незначительны по сравнению с параллельной схемой.

3. Наименьшие потери в системе тягового электроснабжения имеют место в трансформаторах.

4. В трансформаторах потери не зависят от схемы питания подвесок путей.

5. Потери, обусловленные взаимным влиянием подвесок путей имеют наибольшее значение для раздельной схемы и практически отсутствуют при параллельной.