Электрооборудование станций и подстанций

Тип:
Добавлен:

Электрооборудование станций и подстанций

Содержание

Исходные данные к работе

. Расчет длины воздушных линий электропередачи по известным координатам узлов нагрузки

. Оценочный расчет потокораспределения активной и реактивной мощности

. Выбор оптимального напряжения передачи по эмпирическим выражениям

. Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов и расчет потерь мощности в трансформаторах и автотрансформаторах

. Выбор сечения проводников вл 35 - 750 кв

. Уточняющий расчет потокораспределения

. Расчёт потерь электроэнергии

. Порядок построения векторной диаграммы токов и напряжений

. Расчет диапазонов изменения напряжений на шинах подстанций сетевого района и выбор уставок устройств регулирования напряжения на двухобмоточном трансформаторе

Список использованных источников

Исходные данные к работе

№№ ПСНагрузка при напряженииtg?Состав нагрузки по категориям надежности в %Tмах,чНапряжение на шинах ПС - А, кВ6-10 кВ110 кВIIIIIIUнбUнмPнб, МВтPнм, МВтPнб, МВтPнм, МВтА1,0501,0609001,60,80,407030430010001,30,70,38075254700116,53,21,50,80,37206515600012001,30,70,39065355200

Климатический район по гололеду

Коэффициент приведения цен

Стоимость потерь электроэнергии:

Принципиальные схемы соединения подстанций:

Вариант 1

Вариант 2

1. Расчет длины воздушных линий электропередачи по известным координатам узлов нагрузки

Расчет длины трасс воздушных линий электропередач (ВЛ) производится по выражению:

(1.1)

где i, j - номера подстанций, связанных воздушной линией электропередачи ;, yk - координаты k-й подстанции;

,3 - коэффициент, учитывающий отклонения трассы ВЛ от прямой.

Дальнейший расчёт длины линий приведён в виде таблиц 1.1 и 1.2. Структурные схемы сравниваемых вариантов в масштабе 1:2000000 приведены на рисунках 1.1,1.2. электрической сети(вариант1-радиальная схема)

Таблица 1.1 Определение длины воздушных линий (вариант 1 - радиальная схема)ПСКоординаты ПСПСДлины трасс ВЛ (по формуле 1.1)xy91011120А7,520,5А11,7----97,511,59 -5,69,8-1011,22,510- --- 113,57,511-- -- 123,52,512--- 05,97,90-7,5--

Таблица 1.2 Определение длины воздушных линий(вариант 2 - кольцевая схема)ПСКоординаты ПСПСДлины трасс ВЛ (по формуле 1.1)xy9101112А7,520,5А11,7---97,511,59 9,75,6-1011,22,510- 9,17,7113,57,511-- -123,52,512---

Рисунок 1.2 - Структурная схема сравниваемого варианта электрической сети (вариант2-кольцевая схема)

2. Оценочный расчет потокораспределения активной и реактивной мощности

Вычисление потокораспределения начинаем с составления расчетной схемы, на которую нанесены:

источник питания сети - центр питания А;

понижающие подстанции - узлы подключения нагрузок.

На расчетную схему наносим численные значения активной мощности ПС. На этапе предварительного расчета потокораспределения вычисления осуществляем с учетом полезных активных нагрузок ПС (потери и зарядные мощности линий не учитываем независимо от величины номинального напряжения сети). При этом активные мощности, подключенные на разных напряжениях одной из подстанций, складываем арифметически. На расчетную схему наносим также численные значения длин ВЛ в виде (lij/ k), где k - число параллельных цепей ВЛ.

Для радиальных участков схемы замещения, в соответствии с первым законом Кирхгофа, потоки активной мощности в линиях определяются величинами нагрузок, подключенных на приемных концах.

Рисунок 2.1 - Расчётная схема к определению потоков мощности(вариант 1-радиальная схема)

Произведем расчет потокораспределения для радиальной схемы (рисунок 2.1).

Потоки ,и равны нагрузке подстанций на приёмном конце соответствующих линий.

Определяем

, (2.1)

где - мощность нагрузки подстанции № 5

Таблица 2.1

Итоги оценочного расчета потоков активной мощности в воздушных линиях электросетевого района(вариант 1 - радиальная схема)

Наименование ВЛЛ А-9Л 9-11Л 9-12Л 0-10Нормальный режим, , МВт16,41222Число цепей, k, шт.2222Нормальный режим на одну цепь, , МВт8,2611

Аварийным режимом, для радиальной сети, будет являться режим, при отключении одной цепи двухцепной линии (т.е. поток в одной линии вырастет в 2 раза).

Расчет потоков реактивной мощности производим аналогично, предварительно определив реактивную мощность нагрузки подстанций, результаты сводим в таблицы 2.2 и 2.3.

Таблица 2.2 Определение реактивной нагрузки подстанций№ П/САктивная нагрузка П/С, МВтРеактивная нагрузка П/С, МВАр92,40,40,961020,380,7611120,374,441220,390,78

Определяем

, (2.2)

Таблица 2.3

Итоги оценочного расчета потоков реактивной мощности в воздушных линиях электросетевого района(вариант 1 - радиальная схема)

Наименование ВЛЛ А-9Л 9-11Л 9-12Л 0-10Нормальный режим, ,МВАр6,940,960,764,44Число цепей, k, шт.2222Нормальный режим на одну цепь, ,МВАр3,470,480,382,22

Аварийным режимом, для радиальной сети, будет являться режим, при отключении одной цепи двухцепной линии (т.е. поток одной линии вырастет в 2 раза).

Произведем расчет потокораспределения для кольцевой схемы.

Рисунок 2.2 - Расчётная схема к определению потоков мощности (вариант 2-кольцевая схема)

Таблица 2.4

Итоги оценочного расчета потоков активной мощности в воздушных линиях электросетевого района(вариант 2 - кольцевая схема)

Наименование ВЛЛ А-9Л 9-10Л 9-11Л 10-11Л 10-12Нормальный режим ,, МВт30,4212122Число цепей, k, шт.22212Нормальный режим на одну цепь, , МВт15,21 6121

Расчет потоков активной мощности для аварийных режимов производим аналогично, изменяя значения длин "обрываемых" линий, результаты сводим в таблицу 2.5.

Таблица 2.6. Итоги оценочного расчета потоков реактивной мощности в воздушных линиях электросетевого района(вариант 2 - кольцевая схема)

Наименование ВЛЛ А-9Л 9-10Л 9-11Л 10-11Л 10-12 Нормальный режим передачи,,МВАр12,160,764,444,440,78Число цепей, k, шт.22212Нормальный режим на одну цепь, ,МВАр6,080,382,224,440,39

Таблица 2.7. Определения максимальных (послеаварийных) потоков реактивной мощности в воздушных линиях сетевого района(вариант 2 - кольцевая схема)Наименование ВЛЛ А-9Л 9-10Л 9-11Л 10-11Л 10-12Наименование отключаемой ВЛЗначение потока послеаварийного режима на одну цепь, МВАрОтключение одной цепи линии Л А-512,160,382,224,440,39Отключение одной цепи линии Л 5-76,080,762,224,440,39Отключение одной цепи линии Л 5-86,080,384,444,440,39Отключение одной цепи линии Л 5-66,080,382,224,440,39Отключение одной цепи линии Л 6-76,080,382,224,440,78Наибольшие значения передаваемой мощности на одну цепь, МВАр6,080,764,444,440,78

3. Выбор оптимального напряжения передачи по эмпирическим выражениям

Номинальное напряжение электропередачи можно предварительно оценить по известной передаваемой мощности Pi, МВт, и длине линии электропередач li ,км, по эмпирическим выражениям:

по формуле Стилла, при условии Pi£ 60 МВт, :

, (3.1)

по формуле Залесского А.М., при условии ,:

, (3.2)

по формуле Илларионова Г.А. (без ограничений)

,(3.3)

Найденные по расчетным выражениям приближенные значения напряжений округляются до ближайшего номинального. Условной границей между наиболее вероятными в данном курсовом проекте номинальными напряжениями участков сетей 110 и 220 кВ считать расчетное значение 140 кВ.

Расчет представлен в форме таблиц 3.1 и 3.2. В кольцевых схемах принимаем одинаковое напряжение во всех линиях.

Таблица 3.1 Выбор номинальных напряжений воздушных линий сетевого района (вариант 1 - радиальная схема)Расчетные параметрыЕд. измЛ А-9Л 9-11Л 9-12Л0-10Длина ЛЭП (таблица 1.1)км11,75,69,87,5Активная мощность на одну цепь (таблица 2.1)МВт16,41222Расчетные значения напряжений электропередач по эмпирическим выражениям:1.формуле Стилла при Pi< 60МВт и Li< 250км (формула 3.1) кВ71,958,127,727,62.формуле Залесского при Pi> 60МВт и Li< 1000км (формула 3.2)кВ71,86127,0927,23. формуле Илларионова (без ограничений) (формула 3.3)кВ----Номинальное стандартное напряжение электропередачи по эмпирическим выражениям кВ1101103535Номинальное стандартное напряжение электропередачи окончательнокВ1101103535Предпочтительный диапазон сечений при выбранном напряжениимм. кв.70-24070-24030-7070-240

Таблица 3.2 Выбор номинальных напряжений воздушных линий сетевого района (вариант 2- кольцевая схема)Расчетные параметрыЕд. измЛ А-9Л 9-10Л 9-11Л 10-11Л 10-12Длина ЛЭП (таблица 1.2)км11,79,75,69,17,7Активная мощность на одну цепь (таблица 2.4)МВт30,4212122Расчетные значения напряжений электропередач по эмпирическим выражениям:1. формуле Стилла при Pi< 60МВт и Li< 170кмкВ90,0927,758,161,727,52.формуле Залесского при Pi> 60МВт и Li< 1000км кВ96,828,026161,527,33. формуле Илларионова (без ограничений) (формула 3.3)кВ----- Номинальное стандартное напряжение электропередачи по эмпирическим выражениям кВ1103511011035Номинальное стандартное напряжение электропередачи окончательнокВ1103511011035 Предпочтительный диапазон сечений при выбранном напряжениимм270-24030-7070-24070-24030-70

4. Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов и расчет потерь мощности в трансформаторах и автотрансформаторах

Нагрузки подстанций одинаковы в обоих вариантах задания, выбор трансформаторов и автотрансформаторов будет одинаков для обоих вариантов. Результаты по выбору трансформаторов и автотрансформаторов сводим в таблицы 4.1 и 4.2.

Выбор схемы рабочего заземления нейтрали электроустановок, в соответствии с ПУЭ, должен осуществляться с учётом бесперебойности электроснабжения приёмников электроэнергии, безопасности системы, надёжности сетей, минимума потерь электроэнергии, возможности ограничения коммутационных перенапряжений, снижения электромагнитных влияний на линии связи, избирательности действия релейной защиты и простоты её выполнения, возможности удержания ЛЭП в работе, предотвращения развития в сети феррорезонансных явлений, возможности дальнейшего развития системы без значительной реконструкции и др.

Наибольшее распространение в системах высокого напряжения получили системы с эффективно заземлённой нейтралью. В них нейтраль заземляется наглухо только у части трансформаторов, с таким расчётом, чтобы при коротком замыкании напряжение неповреждённых фаз относительно земли было менее 1.4UФ, а ток однофазного короткого замыкания в любой точке системы был менее 60% тока трёхфазного короткого замыкания в той же точке. В таких системах кратность внутренних перенапряжений k=UВН/ UФ в момент к.з. менее 2,5 .

Глухое и эффективное заземление нейтрали предупреждает возникновение в системе перенапряжений больших значений, приводит к облегчению изоляции по отношению к земле, а следовательно, к уменьшению затрат на сооружение, причём экономия увеличивается с ростом напряжения.

Таблица 4.1 Выбор силовых трансформаторов и определение потерь мощности в режимах наибольших и наименьших нагрузокПараметрыЕд. изм.ПС А-9ПС 9-11ПС 9-12ПС 0-10Активная мощность ПС в час наибольших нагрузок (ТЗ), РiМВт16,41222Коэффициент мощности нагрузки (ТЗ), tg φiо.е.0,40,380,370,39Реактивная мощность ПС в час наибольших нагрузок, МВАр6,564,560,740,78Число трансформаторов в узле, Кшт.2222Расчетная трансформируемая мощность, МВА17,612,82,112,14Коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора, о.е.1,41,41,41,4Расчетная мощность трансформатора, МВА12,59,11,51,52Тип трансформатораТДТН-16 000/110ТДТН-10 000/110ТМН-6300/35ТМН-6300/35Фактические коэффициенты загрузки трансформаторов:в режиме наибольших нагрузок,о.е.0,550,640,160,16в послеаварийном режиме, о.е.1,11,280,330,33Контроль правильности выбора мощности трансформаторов:о.е.0,55≤0,70,64≤0,70,16≤,70,16≤0,7 о.е.1,1≤1,41,28≤1,40,33≤1,40,33≤1,4Паспортные данные единичного трансформатора:Номинальная мощность трансформатора,МВА1101103535Номинальное напряжение обмотки ВН, Uв.номкВ1151153535Номинальное напряжение обмотки НН, Uн.ном6,6;116,6;116,3;10,56,3;10,5Напряжение короткого замыкания, UкВН-НН%17,517,57,57,5Потери КЗ, МВт0,10,0760,04650,0465Потери ХХ,МВт0,0210,0170,0080,008Ток ХХ, %0,810,80,8Реактивное сопротивление,Ом 132,3211,7514,514,5Активное сопротивление,Ом4,79,11,431,43Активное сопротивление трансформаторной группы Ом2,354,550,710,71Реактивное сопротивление трансформаторной группы Ом66,15105,87,257,25Расчет потерь в трансформаторной группе. Режим наибольших нагрузокРасчет потерь в трансформаторной группе. Режим наибольших нагрузокАктивные потери холостого хода МВт0,0420,0340,00160,0016Реактивные потери холостого хода МВАр0,250,20,10,1Активные нагрузочные потери МВт0,0060,0070,00210,002Реактивные нагрузочные потери МВАр29,625,070,020,02Полные активные потери в трансформаторной группе МВт71,629,0716,0216,02Полные реактивные потери в трансформаторной группе,МВАр29,8525,2716,1216,12 Расчет потерь в трансформаторной группе. Режим наименьших нагрузок Активная мощность ПС в час наименьших нагрузок (ТЗ), РiМВт8,2611Коэффициент мощности нагрузки (ТЗ), tg φо.е.0,40,380,370,39Реактивная мощность ПС в час наименьших нагрузок,МВАр3,282,280,370,39Расчетная трансформируемая мощность,МВА8,86,41,061,07Активные нагрузочные потери МВт15,115,50,650,66Реактивные нагрузочные потери МВАр7,46,20,0490,049Полные активные потери в трансформаторной группе, МВт57,149,516,6516,66Полные реактивные потер.и в трансформаторной группе,МВАр7,656,40,1490,149

5. Выбор сечения проводников вл 35 - 750 кв

Расчетная токовая нагрузка линии () определяется по выражению

, (5.1)

где - ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном эксплуатационном режиме, определяемый в соответствии с нормативной документацией:

для системообразующих линий - по расчетным длительным потокам мощности;

для питающих и распределительных линий - по нагрузке линии, определяемой расчетом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы;

- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы .

Введение коэффициента вытекает из учета фактора разновременности в технико-экономических расчетах. Численное значение коэффициента может быть определено аналитически или по кривым коэффициентов к расчетному току для выбора сечений проводов с учетом изменения нагрузки по годам эксплуатации [2]. Для линий 110-220кВ значение принимается равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.

Коэффициент принимается по таблице Г5. Поскольку при учебном проектировании отсутствует полная информация о режимах участков магистральных и кольцевых схем, условно принимаются следующие правила определения и :

для радиальных участков схемы по режиму потребителя;

для магистральных участков по режиму наиболее мощного потребителя из

числа обеспечиваемых энергией по этому участку;

для участков кольцевых схем по средним данным таблицы Г5.

Для линий с максимумом нагрузки летом или в часы ночного снижения нагрузки энергосистемы (при <=0,5) принимается по максимальной нагрузке линии, равным 0,4.

Сечения проводов ВЛ 35-750 кВ выбираются по таблицам Г6,Г7в зависимости от согласованного с руководителем учебного проекта решения о применении полной или сокращенной номенклатуры сечений проводов, расчетной токовой нагрузки, определенной по формуле 5.1, района по гололеду [1], материала и цепности опор.

В таблицах приведены данные для ВЛ на железобетонных и металлических унифицированных опорах, т.к. деревянные опоры в настоящее время применяются редко. Для этих ВЛ можно пользоваться токовыми интервалами для линий на железобетонных опорах.

При расчетном токе, превышающем верхнюю границу использования максимального сечения проводов ВЛ данного напряжения, в условиях реального проектирования [2] рекомендуется рассматривать технико-экономическую целесообразность превышения этой границы в сравнении с вариантами усиления сети (увеличения числа цепей). При курсовом проектировании выбирать вариант превышения сечения.

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

(5.2)

где - расчетный ток для проверки проводов по нагреву (в качестве такового принимается средняя токовая нагрузка за полчаса), при этом расчетными режимами могут являться нормальные или послеаварийные режимы, а также периоды ремонтов других элементов сети, возможных неравномерностей распределения нагрузки между линиями и т.п.;

- допустимые длительные токи нагрузки по таблице Г9.

Проверке по условиям короны подлежат воздушные линии 110кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При

более низких отметках проверка не производится, т.к. экономические интервалы токов и мощностей подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.

Таблица 5.1 Выбор сечений проводов ВЛ по методу экономических интервалов. (вариант 1 - радиальная схема)Наименование параметраЛ А-9Л 9-11Л 9-12Л 0-10Численные значения энергопотоков,Pij, МВт16,41222Численные значения энергопотоков,Qij, МВАр6,564,760,740,78Число цепей электропередачи n, шт.2222Номинальное напряжение электропередачи,Uij, кВ1101103535Наибольший ток линии в нормальном режиме,4,13,93,73,8Коэффициент, учитывающий изменения нагрузки по годам,,о.е. 1,051,051,051,05Коэффициент, учитывающий неравномерность графика нагрузки передачи и его несовпадение с графиком системы,,о.е.0,40,40,40,4Расчетная токовая нагрузка одной цепи линии,, А1,721,631,551,59Экономическое сечение провода F, мм295/1670/1135/6,235/6,2Предельно допустимое по нагреву значение тока ,Iдоп. табл., А 330265175175Поправочный коэффициент на температуру воздуха, k0 при t = 151,111,111,111,11Предельно допустимый ток по условиям нагрева при нормальном режиме,366,3294,1194,2194,2Проверка по нагреву в нормальном режиме4,1<366,33,9<294,13,7<194,23,8<194,2Наибольший ток в одной цепи в послеаварийном режиме,Iр.ав.ij, А8,27,87,47,6Проверка по нагреву в послеаварийном режиме8,2<366,37,8<294,17,4<194,27,6<194,2

6. Уточняющий расчет потокораспределения

Уточняющий расчет потокораспределения для выбранного варианта сетевого района отличается от выполненного ранее оценочного расчета двумя характерными моментами:

в качестве исходных параметров режима в расчете используются "расчетные нагрузки узлов";

параметры схем замещения линий электропередач учитываются активными и реактивными сопротивлениями продольной части схемы замещения и зарядными мощностями (в сетях напряжением 110 кВ и выше).

При выполнении уточняющего расчета потокораспределения используются нагрузки, соответствующие режиму наибольших нагрузок энергосистем. Суть подхода состоит в предварительном определении зарядных мощностей линии (таблицы 6.1 и 6.2) и потерь в трансформаторах (таблицы 4.1 и 4.2) не при реальных условиях, а при номинальных напряжениях (источник погрешности расчёта) и их суммировании по соответствующим узлам нагрузок.

Активное сопротивление передачи, а также другие параметры схем замещения ЛЭП, необходимые для дальнейших расчётов, определяем на основании данных о марке провода. Расчёт параметров схем замещения сводим в таблицы 6.1 и 6.2

Таблица 6.1 Расчет параметров схем замещения ЛЭП (вариант 1 - радиальная схема) Расчётные параметрыЕд. изм.Л А-9Л 9-11Л 9-12Л 0-10Тип провода (таблица 5.1) АС-95/16АС-70/11АС-35/6,2АС-35/6,2Диаметр провода,мм13,511,48,48,4Число цепей в линии, Kо.е.2222Среднегеометрическое расстояние между фазами,м5,55,544Удельное реактивное сопротивление, Ом/км0,0450,0490,010,012Удельное активное сопротивление, r0Ом/км0,3060,4290,790,79Удельная емкостная проводимость,См/км14,914,129,345,1 Длина линии, l(таблица.1.1) км11,27,55,69,8Полное реактивное сопротивление линии,Ом0,2520,1830,0280,058Полное активное сопротивление линии, Ом3,423,214,417,7Емкостная проводимость,318,08211,5328,16883,96Половина зарядной мощности электропередачи,МВАр1,921,280,20,54

Таблица 6.2 Расчет параметров схем замещения ЛЭП. (вариант 2 - кольцевая схема)Расчётные параметрыЕд. изм.Л А-9Л 9-10Л 9-11Л 10-11Л 10-12Тип провода (таблица 5.2) АС-70/11АС-35/6,2АС-70/11АС-70/11АС-35/6,2Диаметр провода,Dпрмм11,48,511,411,48,5Число цепей в линии, Kо.е.22212Среднегеометрическое расстояние между фазами,Dсрм5,545,55,54Удельное реактивное сопротивление,Ом/км0,0210, 10, 340, 210, 11Удельное активное сопротивление,r0Ом/км0,4290,790,4290,4290,79Удельная емкостная проводимость, См/км22,298,411,416,870,1Длина линии, l(таблица.1.2) км11,79,75,69,17,7Полное реактивное сопротивление линии, Ом0,120,480,951,90,42Полное активное сопротивление линии, Ом5,016,72,43,96,08 Емкостная проводимость, 519,412,89128,3156,8102,5

Схема замещения электропередачи с учётом параметров ЛЭП и трансформаторов для первого варианта сети выглядит следующим образом.

Рисунок 6.1 - Полная схема замещения сетевого района (вариант1-радиальная схема)

Расчётная нагрузка узла определяется из выражения

(6.1)

где - нагрузка подстанции НН (таблица 4.1), МВА;

- нагрузка подстанции ВН (пункт 2), МВА;

- полные потери мощности в трансформаторной группе (таблица 4.1 и 4.2), МВА;

- зарядная мощность примыкающих линий (таблица 6.1), Мвар.

Расчётная нагрузка узла №1

Расчётная нагрузка узла № 2

Расчётная нагрузка узла № 3

Расчётная нагрузка узла № 4

Поток мощности в линии Л А-9,МВА

,(6.2)

Производим уточняющий расчет потокораспределения для 2 варианта сети.

Рисунок 6.2 - Полная схема замещения сетевого района

(вариант2- кольцевая схема

Определяем расчётные нагрузки узлов по формуле 6.1.

Расчётная нагрузка узла № 1

Расчётная нагрузка узла № 2

Расчётная нагрузка узла № 3

Расчётная нагрузка узла №4

Расчётная нагрузка узла №5

Поток мощности в линии Л А-9,МВА

175,92+88,9+168,5+133,6+57,4=623,8 МВА

. Расчёт потерь электроэнергии

Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в проводах ВЛ выполняем по методу средних нагрузок.

Объёмы электроэнергии, передаваемые через линию:

,(7.1)

где - наибольшие потери мощности в сети, определяемые

по формуле 7.2

,(7.2)

где - поток мощности в линии, МВА (таблицы 5.1 и 5.2);

- активное сопротивление передачи.

Нагрузочные потери электроэнергии в проводах ВЛ:

,(7.3)

где - квадрат коэффициента формы графика электропередачи, учитывает влияние колебаний режима электропередачи на величину потерь электроэнергии:

,(7.4)

где - время, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потребитель получил бы то же количество энергии, что и при работе по реальному графику, для трансформаторов и радиальных линий определяется по числу часов использования максимума нагрузки СН (или СН и НН). Для питающей ЛЭП и кольцевых участков принимается среднее значение.

Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в трансформаторах выполняем по методу времени наибольших потерь. При этом нагрузочные потери электроэнергии определяются по выражению:

,(7.5)

где - время наибольших потерь, вычисляем по формуле:

,(7.6)

Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах:

,(7.7)

Потери электроэнергии в магнитной системе силовых трансформаторов:

,(7.8)

где час/год - годовое число часов работы силового трансформатора;

- потери холостого хода, МВт.

Расчёт потерь электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах представлены в виде таблиц 7.1 - 7.3.

Потери электроэнергии в ЛЭП (вариант 1 - радиальная схема)

Таблица 7.1

Наименование параметраЕд. изм.Л А-9Л 9-11Л 9-12Л 0-10Поток в линии P[МВт]16,41222Q[МВАр]6,940,960,764,44Номинальное напряжение передачи,UномкВ1101103535Коэффициент мощности,о.е.0,40,380,370,39Активное сопротивление передачи,Ом3,423,214,417,7Реактивное сопротивление передачи,Ом0,2520,1830,0280,058Мощность активных нагрузочных потерь, МВт0,520,380,030,16Мощность реактивных нагрузочных потерь, МВАр0,0060,0020,030,001Число часов использования максимума нагрузки,Тнбч4300470060005200Объёмы электроэнергии, передаваемые через линию,МВт·ч6451786960728Коэффициент формы графика электропередачи,о.е.1,121,11,051,08Нагрузочные потери электроэнергии в проводах ВЛ МВт·ч617,7415,3101,5110,5Итого по всему районуМВт·ч1245

Таблица 7.2 Потери электроэнергии в ЛЭП (вариант 2 - кольцевая схема)Наименование параметраЕд. изм.Л А-9Л 9-10Л 9-11Л 10-11Л 10-12Поток в линии P[МВт]30,4212122Q[МВАр]12,160,764,444,440,78Номинальное напряжение передачи, UномкВ11035110110350,4Коэффициент мощности, о.е.0,40,380,370,370,39Активное сопротивление передачи, Ом3,423,214,414,417,7Реактивное сопротивление передачи,Ом0,120,480,951,90,42Мощность активных нагрузочных потерь, МВт0,460,320,0280,0270,29Мощность реактивных нагрузочных потерь, МВАр0,0050,0010,0280,0290,3Число часов использования максимума нагрузки, Тнбч43004700600060005200Объёмы электроэнергии, передаваемые через линию, МВт·ч5281658875876569Коэффициент формы графика электропередачи, о.е.1,121,11,051,051,08Нагрузочные потери электроэнергии в проводах ВЛ, МВт·ч569,8482,398,898,7257,2Итого по всему районуМВт·ч1506,5

Таблица 7.3 Потери электроэнергии в трансформаторахНаименование параметраЕд. изм.ПС-9ПС-11ПС-12ПС0-10Потери мощности холостого хода,МВт0,0210,0170,0080,008Потери энергии в магнитной системе трансформаторов,МВт·ч183,96148,9270,0870,08Активные нагрузочные потери трансформаторной группы, МВт0,150,380,160,14Число часов использования максимума нагрузки, Тнбч4300470060005200Время наибольших потерь,ч2268309045913633Нагрузочные потери электроэнергии, МВт·ч340,21174,2734,5508,6Потери электроэнергии на годовом интервале,МВт·ч524,161323,12804,58568,68Итого по всему районуМВт·ч3230,54

8. Порядок построения векторной диаграммы токов и напряжений

Построим вектор напряжения конца ВЛ, совместив его с горизонтальной осью действительных чисел прямоугольной системы координат; построим вектор тока нагрузки ВЛ; разложим вектор рабочего тока на активную и реактивную составляющую; нанесём вектор тока поперечной компенсации и построим вектор рабочего тока с учетом поперечного ИРМ; для линий 110 кВ и выше построим вектор зарядного тока в конце ВЛ; построим вектор тока в конце схемы замещения ВЛ с сосредоточенными параметрами; построим вектор падения напряжения на активном сопротивлении схемы замещения; построим вектор падения напряжения на реактивном сопротивлении схемы замещения ВЛ; достроим вектор падения напряжения на УПК; построим вектор падения напряжения на продольной части схемы замещения ВЛ; построим вектор напряжения в начале ВЛ; определим зарядный ток в начале линии; построим вектор тока, поступающего в линию от ЦП.

Векторную диаграмму режима холостого хода ВЛ строим без учета УПК.

На чертеже векторные диаграммы располагаем таким образом, чтобы обеспечить удобство анализа особенностей векторных диаграмм каждого из режимов. Масштабы построения токов и напряжений делаем разными.

9. Расчет диапазонов изменения напряжений на шинах подстанций сетевого района и выбор уставок устройств регулирования напряжения на двухобмоточном трансформаторе

С учетом особенностей применяемых методов расчета и объема принятых допущений выполнение данного пункта задания включает следующие этапы: воздушный линия потокораспределение электропередача

Наименование этапаКомментарийРасчет режима наименьших нагрузок сетиВыполняется аналогично ранее выполненному уточняющему расчету режима сети ,Расчеты падений напряжения на ЛЭП и определение приведенных напряжений в узлах схемы замещения распределительной сетиВыполняется для режимов наибольших и наименьших нагрузок по данным начала.Расчет падения напряжения на одном из двухобмоточных трансформаторов.Трансформатор выбирается студентом самостоятельно. Расчет производится по данным о нагрузках на входе в схему замещения трансформатора в режимах наибольших и наименьших нагрузок.Выбор уставок РПН.Расчет производится для режимов наибольших и наименьших нагрузок.Расчет уровней напряжения в центре питания А.

Как известно, передача электроэнергии по сети сопровождается падением напряжения на участках схемы. Для выбора способов обеспечения требуемых значений напряжения на шинах подстанций необходимо произвести расчет диапазонов изменения напряжений в узлах схемы в режимах максимальных и минимальных нагрузок.

При выполнении данного раздела воспользуемся информацией о потокораспределении в схеме в режимах максимальных и минимальной нагрузок, полученной при выполнении соответствующих разделов.

Расчёт произведём для подстанции №1.

Сопротивления трансформатора: ,.Поток мощности в начале линии изменяется в течение суток. В режиме максимальных нагрузок ,в режиме минимальных нагрузок

Напряжение в точке 2

Выберем ответвления РПН для соответствующих режимов и определим действительные напряжения на выводах вторичной обмотки с учетом положения РПН.

Схема замещения двухобмоточного трансформатора (с учетом идеального трансформатора ИТ) показана на рисунке 9.4.

Рисунок 9.4 - Схема замещения трансформатора

Режим максимальных нагрузок

Определим напряжение в точке 2 расчетной схемы, приведенное к стороне ВН трансформатора с учётом продольной составляющей падения напряжения:

Желаемое напряжение в точке 2 для этого режима определим как

Номер необходимого ответвления найдем по выражению

(9.2)

,1

Округляем номер ответвления до ближайшего числа: n=5

Напряжение в точке 2 при выбранном номере ответвления РПН вычисляем по формуле

(9.3)

Требование ПУЭ выполняется:

,2³4,8кВ

Режим минимальных нагрузок

Приведенное напряжение в точке 2

Желаемое напряжение для режима минимальных нагрузок

Номер необходимого ответвления

Округляем номер ответвления до ближайшего числа: n=11

Напряжение в точке 2 при выбранном номере ответвления РПН

Полученное значение предельно близко к кВ

Результаты показывают, что для обеспечения требуемого качества напряжения необходимы переключения рабочих ответвлений РПН. Если бы анализируемый трансформатор комплектовался устройством ПБВ вместо РПН, для всех расчетных режимов суток надлежало бы выбрать единое рабочее ответвление. При этом полностью выполнить требования ПУЭ по встречному регулированию напряжения было бы невозможно.

Список использованных источников

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов - 3-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат,2004.-648с.: ил.

. Методическое пособие к выполнению курсового проекта для студентов специальности 100400 "Электроснабжение промышленных предприятий и городов" заочной формы обучения, 100400 / НГТУ; Сост.: Е.И. Татаров. Н.Новгород,2006.-76с.

. Правила устройства электроустановок: ПУЭ-6 и ПУЭ-7. - Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2010. - 464 с.

. Справочные материалы для курсового проектирования "Электрическая часть электростанций и подстанций" Неклепае Б.Н.,-М.:Энероатомиздат,2009.

. Интернет ресурс www.online-electric.ru, www.forca.ru,http://electricalschool.info/

Copyright © 2018 WorldReferat.ru All rights reserved.