Файл: 1. Построение графиков активной, реактивной и полной мощностей.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 04.12.2023

Просмотров: 36

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Выполнение работы Исходные данные

Таблица 1. Потребление активной и реактивной мощностей по часам

нагрузки

3. Расчёт напряжения питающей сети

Таблица 2. Паспортные данные выбранных трансформаторов

Таблица 3. Приведенные потери в трансформаторах

Таблица 4. Приведенные потери при параллельной работе

Таблица 5. Потери электроэнергии в трансформаторах при различных режимах работы

5. Расчёт сечения провода линии

Таблица 6. Паспортные данные выбранного провода марки АС

Список литературы


Цель работы: рассчитать элементы системы электроснабжения, построить графики нагрузки, выбрать трансформаторы, рассчитать напряжение питающей сети, рассчитать потери в трансформаторах, выбрать сечение провода линии.

Выполнение работы Исходные данные


Длина ЛЭП: L=65 км;

Коэффициент изменения потерь: Ки.п.=0,05кВт / кВАр ;

Таблица 1. Потребление активной и реактивной мощностей по часам


t, ч

P, МВт

t, ч

Q, МВАр

0-3

80
0-5

10

4-8

54

6-10

15

9-11

35
11-17
25

12-17

45

18-24

10

18-24

25
-

-

1. Построение графиков активной, реактивной и полной мощностей

нагрузки




Рисунок 1. График активной мощности

Рисунок 2. График реактивной мощности



Рисунок 3. График полной мощности

Максимальная активная мощность нагрузки:

Pimax =80МВт.

Средняя активная мощность нагрузки:

Pср= =44МВт.

Среднеквадратичная активная мощность нагрузки:

Pср.кв.= =47,42 МВт.

Коэффициент использования активной мощности:

kи.а.= =0,55

где kи.а. - коэффициент использования активной мощности, о.е.; Pн =Pmax – номинальная активная мощность нагрузки, МВт.

Коэффициент максимума:

kmax=
=1,82

Коэффициент заполнения графика:

kзап= =0,55

Коэффициент формы графика:

kф= =1,078

2. Выбор числа и мощности трансформаторов

Расчетная мощность трансформатора:

S­ср= =47,3МВА.

Sтр расч= =33,8 МВА.

Диапазон стандартных мощностей:

Sтр1 = 32МВА< Sтр расч = 33,8МВА< Sтр2 = 40МВА.

2.1. Два трансформатора c номинальной мощностью Sтр =32МВА



Рисунок 5. Мощность трансформаторов 2хSтр=64 МВА

Коэффициент недогрузки эквивалентного графика

k1 = =0,69

Коэффициент перегрузки эквивалентного графика

k'2= =1,259

Коэффициент максимальной нагрузки

kmax = =1,25

Далее сравниваются коэффициент максимума с коэффициентом перегрузки, а затем корректируются:

k'2 = 1,259≥ 0,9*kmax = 0,9*1,25= 1,125 условие выполняется '

Следовательно, k2=k'2= 1,259

Продолжительность перегрузки

H= i=3

Определим коэффициент систематической и аварийной нагрузки

k2допуст=1,17при условии, чтоохл= 20С0 ;k2допсез=1,3 Суммарное значение коэффициента систематической нагрузки

k2доп =k2допуст+k2допсез=1,17 +1,3= 2,46 . Условие k2доп >k2 выполняется.

2.2. Два трансформатора c номинальной мощностью Sтр = 40 МВА



Рисунок 6. Мощность трансформаторов 2хSтр=80 МВА

Коэффициент недогрузки эквивалентного графика

k1= =0,55

Коэффициент перегрузки эквивалентного графика

k'2= =1,007

Коэффициент максимальной нагрузки

kmax
= =1,0075

Далее сравниваются коэффициент максимума с коэффициентом перегрузки, а затем корректируются:

k'2= 1,007≥ 0,9*kmax=0,9*0, 96= 0,864 условие выполняется

Следовательно, k2=k'2=1,007

Определим коэффициент систематической и аварийной нагрузки

k2допуст =1,17 при условии,что охл= 20С0 ;k2допсез=1,3

Суммарное значение коэффициента систематической нагрузки k2доп= k2допуст + k2допсез= 1,17+1,3=2,47. Условие k2доп > k2 выполняется.

.

3. Расчёт напряжения питающей сети


Определим номинальное напряжение для участка сети по формуле Илларионова. На данную формулу накладываются следующие ограничения:

длинна линии меньше 1000 км, передаваемая мощность не регламентируется.

Таким образом, напряжение питающей линии равно:

U= =119,359кВ

Определим номинальное напряжение для участка сети по формуле Стилла. На данную формулу накладываются следующие ограничения:

длинна линии меньше 250 км, передаваемая мощность не более 60 МВт.

Таким образом, напряжение питающей линии равно:

U= =159,167 кВ

По формуле Стилла расчет напряжения невозможен, т.к. 60 ≤ 80 МВт По формуле Залесского (применяется при L ≤ 1000 км, Р > 60 МВт):

U= =132,946 кВ

Принимаем номинальное напряжение питающей линии равное:

Uном =220кВ.

На основе полученных данных, выбираем трансформаторы: ТРДН - 32000/220; ТРДНС - 40000/220.

Таблица 2. Паспортные данные выбранных трансформаторов


Тип

Sном,

МВА

Регулирование напряжения

Uном, кВ

Uк,

%

∆Pк, кВт

∆Pх, кВт

Iх,

%

ВН

НН

ТРДН-

40000/110

40

РПН в нейтрали ВН

±16 х 1 % (9 ступеней)

115

6,3;

10,5

10,5

170

34

0,55

ТРДНС-40000/110

40

РПН в нейтрали ВН

±16 х 1 % (9 ступеней)

115

6,3;

10,5

10,5

170

34

0,55

4. Расчёт потерь в трансформаторах


Потери реактивной мощности для ТРДН - 40000/220.

Qxx= =220кВар

Qкз= =4200 кВар

Приведенные потери мощности:

P`T=P`xx+P`кз*kз2=45+380* kз2

P`xx=34+220*0,05=45кВт

P`кз=170+4200*0,05=380кВт

где kэк – коэффициент изменения потерь, равный 0,05; kз– коэффициент загрузки трансформатора.

Потери реактивной мощности для ТРДНС-40000/220.

Qxx= =220кВар

Qкз= =4200 кВар

Приведенные потери мощности:

P`T=P`xx+P`кз*kз2=45+380* kз2

P`xx=34+220*0,05=45кВт

P`кз=170+4200*0,05=380кВт

Произведем расчет потерь в трансформаторах при различных режимах их включения.

Таблица 3. Приведенные потери в трансформаторах


Sнагр,

МВА

(T1) kз

(T2) kз

ΔP`(T1), кВт

ΔP`(T2), кВт

kз(Т1+Т2)

ΔP`(T1+T2), кВт

80,6

2,015

2,015

1587,8855
1587,8855
1,0075
3175,771

80,6
2,015
2,015
1587,8855
1587,8855
1,0075
3175,771

80,6
2,015
2,015
1587,8855
1587,8855
1,0075
3175,771

54,9

1,3725

1,3725

760,827375

760,827375

0,68625

2348,712875

54,9
1,3725

1,3725

760,827375
760,827375
0,68625
2348,712875

56

1,4

1,4

789,8

789,8

0,7

2377,6855

56

1,4
1,4
789,8
789,8
0,7
2377,6855

56

1,4
1,4
789,8
789,8
0,7
2377,6855

38

0,95
0,95
387,95
387,95
0,475

1975,8355

38

0,95

0,95

387,95
387,95
0,475
1975,8355

43

1,075

1,075

484,1375

484,1375

0,5375

2072,023

51,4

1,285

1,285

672,4655

672,4655

0,6425

2260,351

51,4
1,285
1,285
672,4655

672,4655

0,6425
2260,351

51,4
1,285
1,285
672,4655

672,4655

0,6425
2260,351

51,4
1,285
1,285
672,4655

672,4655

0,6425
2260,351

51,4
1,285
1,285
672,4655

672,4655

0,6425
2260,351

51,4
1,285
1,285
672,4655

672,4655

0,6425
2260,351

26,9

0,6725

0,6725

216,857375

216,857375

0,33625

1804,742875

26,9
0,6725
0,6725
216,857375
216,857375
0,33625
1804,742875

26,9
0,6725
0,6725
216,857375
216,857375
0,33625
1804,742875

26,9
0,6725
0,6725
216,857375
216,857375
0,33625
1804,742875

26,9
0,6725
0,6725
216,857375
216,857375
0,33625
1804,742875

26,9
0,6725
0,6725
216,857375
216,857375
0,33625
1804,742875

26,9
0,6725
0,6725
216,857375
216,857375
0,33625
1804,742875



Приведём пример расчета потерь трансформаторов Т1 (ТРДН - 40000/220), для работы Т2 (ТРДНС-40000/220), а также для взаимно резервирующих трансформаторов Т1+Т2 (ТРДН - 40000/220 + ТРДНС 40000/220):

  • Т1 (ТРДН - 40000/220)

kз = =2,015

  • P`(Т1)= P`xx1+P`кз * kз2=45+380*2,0152=1587,8855кВт

  • Т2 (ТРДНС-40000/220)

kз = =2,015

P`(Т1)= P`xx1+P`кз * kз2=45+380*2,0152=1587,8855кВт;

  • Т1+Т2 (ТРДН - 40000/220 + ТРДНС -40000/220)

kT1+T2= =1,0075

P`(Т1+Т2)= P`xx1+P`кз1 * kз(Т1+Т2)2+P`xx2+P`кз2 * kз(Т1+Т2)2=45+380*2,0152+45+380*2,0152=3175,771

Произведём расчёт потерь при параллельной работе трансформаторов. В таблице 4 приведены данные о потерях в трансформаторах при их параллельной работе. Определение коэффициентов загрузки осуществлялось, исходя из разности напряжений короткого замыкания.

Таблица 4. Приведенные потери при параллельной работе


Sнагр, МВА

Sнагр1,

МВА

Sнагр2,

МВА

kз1

kз2

ΔP`(T1*T2), кВт

80,6

40,3
40,3
2,015

2,015

3175,771

80,6
40,3
40,3
2,015
2,015
963,8185

80,6
40,3
40,3
2,015
2,015
963,8185

54,9

27,45

27,45

1,3725

1,3725

1521,65475

54,9
27,45
27,45
1,3725
1,3725
1521,65475

56

28

28

1,4

1,4

1579,6

56

28

28

1,4
1,4
1579,6

56

28

28

1,4
1,4
1579,6

38

19

19

0,95

0,95

775,9

38

19

19

0,95

0,95

775,9

43

21,5

21,5

1,075

1,075

968,275

51,4

25,7

25,7

1,285
1,285
1344,931

51,4
25,7
25,7
1,285
1,285
1344,931

51,4
25,7
25,7
1,285
1,285
1344,931

51,4
25,7
25,7
1,285
1,285
1344,931

51,4
25,7
25,7
1,285
1,285
1344,931

51,4
25,7
25,7
1,285
1,285
1344,931

26,9

13,45

13,45

0,6725

0,6725

433,71475

26,9
13,45
13,45
0,6725
0,6725
433,71475

26,9
13,45
13,45
0,6725
0,6725
433,71475

26,9
13,45
13,45
0,6725
0,6725
433,71475

26,9
13,45
13,45
0,6725
0,6725
433,71475

26,9
13,45
13,45
0,6725
0,6725
433,71475

26,9
13,45
13,45
0,6725
0,6725
433,71475

Смотрите также файлы