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

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: К_и.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: P_imax =80МВт. Средняя активная мощность нагрузки: P_ср= =44МВт.Среднеквадратичная активная мощность нагрузки: P_ср.кв.= =47,42 МВт.Коэффициент использования активной мощности: k_и.а.= =0,55где k_и.а. - коэффициент использования активной мощности, о.е.; P_н =P_max – номинальная активная мощность нагрузки, МВт. Коэффициент максимума: k_max=

---

=1,82

Коэффициент заполнения графика:

k_зап= =0,55

Коэффициент формы графика:

k_ф= =1,078

2. Выбор числа и мощности трансформаторов

Расчетная мощность трансформатора:

S­_ср= =47,3МВА.

S_{тр расч}= =33,8 МВА.

Диапазон стандартных мощностей:

S_тр1 = 32МВА< S_{тр расч} = 33,8МВА< S_тр2 = 40МВА.

2.1. Два трансформатора c номинальной мощностью S_тр =32МВА



Рисунок 5. Мощность трансформаторов 2хS_тр=64 МВА

Коэффициент недогрузки эквивалентного графика

k₁ = =0,69

Коэффициент перегрузки эквивалентного графика

k^'₂= =1,259

Коэффициент максимальной нагрузки

k_max = =1,25

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

k^'2 = 1,259≥ 0,9*k_max = 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

k_{2допуст}=1,17при условии, что_охл= 20С⁰ ;k_{2допсез}=1,3 Суммарное значение коэффициента систематической нагрузки

k2_доп =k_{2допуст}+k_{2допсез}=1,17 +1,3= 2,46 . Условие k_2доп >k2 выполняется.

2.2. Два трансформатора c номинальной мощностью S_тр = 40 МВА



Рисунок 6. Мощность трансформаторов 2хS_тр=80 МВА

Коэффициент недогрузки эквивалентного графика

k₁= =0,55

Коэффициент перегрузки эквивалентного графика

k^'₂= =1,007

Коэффициент максимальной нагрузки

k_max

---

= =1,0075

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

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

Следовательно, k2=k^'2=1,007

Определим коэффициент систематической и аварийной нагрузки

k_{2допуст} =1,17 при условии,что _охл= 20С⁰ ;k_{2допсез}=1,3

Суммарное значение коэффициента систематической нагрузки k_2доп= k_{2допуст} + k_{2допсез}= 1,17+1,3=2,47. Условие k_2доп > 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= =119,359кВОпределим 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 кВПо формуле Стилла расчет напряжения невозможен, т.к. 60 ≤ 80 МВт По формуле Залесского (применяется при L ≤ 1000 км, Р > 60 МВт): U= =132,946 кВПринимаем номинальное напряжение питающей линии равное: U_ном =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. Q_xx= =220кВарQ_кз= =4200 кВарПриведенные потери мощности: P`<sub>T</sub>=P`_xx+P`<sub>кз</sub>*k<sub>з</sub><sup>2</sup>=45+380* k<sub>з</sub><sup>2</sup>P`_xx=34+220*0,05=45кВтP`<sub>кз</sub>=170+4200*0,05=380кВтгде k<sub>эк</sub> – коэффициент изменения потерь, равный 0,05; <sup>k</sup><sub>з</sub>– коэффициент загрузки трансформатора. Потери реактивной мощности для ТРДНС-40000/220. Q<sub>xx</sub>= =220кВарQ<sub>кз</sub>= =4200 кВарПриведенные потери мощности: P`_T=P`<sub>xx</sub>+P`_кз*k_з²=45+380* k_з²P`<sub>xx</sub>=34+220*0,05=45кВтP`_кз=170+4200*0,05=380кВтПроизведем 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)
  

k_з = =2,015

• 
  P`(Т1)= P`_xx1+P`_кз * k_з²=45+380*2,015²=1587,8855кВт
  
• 
  Т2 (ТРДНС-40000/220)
  

k_з = =2,015P`(Т1)= P`_xx1+P`_кз * k_з²=45+380*2,015²=1587,8855кВт;

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

k_T1+T2= =1,0075P`(Т1+Т2)= P`_xx1+P`<sub>кз1</sub> * k<sub>з(Т1+Т2)</sub><sup>2</sup>+P`_xx2+P`_кз2 * k_з(Т1+Т2)²=45+380*2,015²+45+380*2,015²=3175,771Произведём 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

---