расчёт элементов системы электроснабжения, постройка графиков нагрузки, выбор трансформаторов, расчёт напряжения питающей сети,. трансофрматоры. 1. Построение графиков активной, реактивной и полной мощностей

• Название: 1. Построение графиков активной, реактивной и полной мощностей
• Анкор: расчёт элементов системы электроснабжения, постройка графиков нагрузки, выбор трансформаторов, расчёт напряжения питающей сети,
• Дата: 09.05.2023
• Размер: 72.98 Kb.
• Имя файла: трансофрматоры.docx
• Тип: Документы; #1117903

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.= =0,55

где 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= =119,359кВ

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:

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 кВар

Приведенные потери мощности:

P`<sub>T</sub>=P`_xx+P`_кз*k_з²=45+380* k_з²

P`_xx=34+220*0,05=45кВт

P`_кз=170+4200*0,05=380кВт

где k_эк – коэффициент изменения потерь, равный 0,05; ^k_з– коэффициент загрузки трансформатора.

Потери реактивной мощности для ТРДНС-40000/220.

Q_xx= =220кВар

Q_кз= =4200 кВар

Приведенные потери мощности:

P`<sub>T</sub>=P`_xx+P`_кз*k_з²=45+380* k_з²

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)
  

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=3175,771

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

Приведём пример расчета потерь трансформаторов работающих параллельно Т1*Т2 (ТРДН - 40000/220 * ТРДНС -40000/220):

К= =0,190476

₁= =0,5

₂= =0,5

S_нагр1=0,5*80,6=40,3МВА

S_нагр2=0,5*80,6=40,3МВА

k_з1= =2,015

k_з2= =2,015

P`(Т1+Т2)= 45+380*2,015²+45+380*2,015²=3175,771

Далее найдём годовые потери при различных режимах работы трансформаторов.

Таблица 5. Потери электроэнергии в трансформаторах при различных режимах работы

Sнагр, МВт	T, ч	τ, ч	ΔW(T1), кВт*ч	ΔW(T2), кВт*ч	ΔW(T1+T2), кВт*ч	ΔW(T1*T2), кВт*ч
80,6	365	221,774	358596,9	358596,9	717193,777754	717193,777754
80,6	365	221,774	358596,9	358596,9	717193,777754	717193,777754
80,6	365	221,774	358596,9	358596,9	717193,777754	717193,777754
54,9	365	221,774	175176,9	175176,9	350353,80053	350353,80053
54,9	365	221,774	175176,9	175176,9	350353,80053	350353,80053
56	365	221,774	181602,2752	181602,2752	363204,5504	363204,5504
56	365	221,774	181602,2752	181602,2752	363204,5504	363204,5504
56	365	221,774	181602,2752	181602,2752	363204,5504	363204,5504
38	365	221,774	92482,3933	92482,3933	184964,7866	184964,7866
38	365	221,774	92482,3933	92482,3933	184964,7866	184964,7866
43	365	221,774	113814,279925	113814,279925	227628,55985	227628,55985
51,4	365	221,774	155580,533797	155580,533797	311161,067594	311161,067594
51,4	365	221,774	155580,53379	155580,53379	311161,067594	311161,067594
51,4	365	221,774	155580,53379	155580,53379	311161,067594	311161,067594
51,4	365	221,774	155580,53379	155580,53379	311161,067594	311161,067594
51,4	365	221,774	155580,53379	155580,53379	311161,067594	311161,067594
51,4	365	221,774	155580,53379	155580,53379	311161,067594	311161,067594
26,9	365	221,774	54538,49748	54538,49748	121996041,9464	121996041,9464
26,9	365	221,774	54538,49748	54538,49748	121996041,9464	121996041,9464
26,9	365	221,774	54538,49748	54538,49748	121996041,9464	121996041,9464
26,9	365	221,774	54538,49748	54538,49748	121996041,9464	121996041,9464
26,9	365	221,774	54538,49748	54538,49748	121996041,9464	121996041,9464
26,9	365	221,774	54538,49748	54538,49748	121996041,9464	121996041,9464
26,9	365	221,774	54538,49748	54538,49748	121996041,9464	121996041,9464
ΔWcум			3584983	3584983	860378720	860378720

Для определения потерь энергии при различных режимах работы воспользуемся следующими формулами:

Ti=Δt_i*365; _i= ₌(0,124+T max*10^-4 )*8760

T_мах= =4836 ч.

Ti=365; =(0,124+4836*10^-4)8760=5322,576

Ti  max _ 365 3749,084 _156,2118

_i= =221,774

Пример расчёта годовых потерь для различных видов работы трансформаторов.

• 
  Для трансформатора Т1 (ТРДН - 40000/220)
  

ΔW(T1)= 45*365+380*2,015^2*221,774=358596,9кВт ч

Для трансформатора Т2 (ТРДНС-40000/220)

ΔW(T1)= 45*365+380*2,015^2*221,774=358596,9кВт ч

Для трансформаторов Т1+Т2

ΔW(T1+Т2)= (45+45)*365+(380+380)* 2,015²_*221,774=717193,777754кВт ч

Для трансформаторов Т1*Т2

ΔW(T1+Т2)= (45+45)*365+(380* 2,015²+380* 2,015²)_*221,774=717193,777754кВт ч

5. Расчёт сечения провода линии

Сечение провода выбирается по методу экономической плотности тока. Провод марки будет АС, из – за наиболее широкого распространения и применения. Принимаем экономичное значение плотности тока j_н=0,8 А/мм², что соответствует более 5000 часов использования максимальной нагрузки.

Для расчета сечения провода по экономической плотности тока необходимо найти ток в час максимума энергосистемы:

I_расч= =105,76А

где 2 – количество параллельно идущих цепей ЛЭП.

Тогда сечение провода должно составлять:

S_эк= =132,2мм²

Выбираем марку провода АС с сечением провода, равным 240 мм².

Проверка:

1. 
   Проверка по короне: для ЛЭП 220 кВ минимальное допустимое сечение провода – 240/32 мм².
   
2. 
   Проверка по механической прочности: Сечение провода, выбранное по экономическому критерию, должно удовлетворять условию 𝑆≥𝑆_{𝑚𝑖𝑛мех}. Если воздушная линия сооружена на двухцепных или многоценных опорах и
   

имеет класс напряжения 220 кВ и выше, то 𝑆_{𝑚𝑖𝑛мех} должно быть 240/32 мм².

3. 
   Проверка по нагреву: Данную проверку выполняем для послеаварийного режима. Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке (по нагреву):
   

I_п/ав ≤ I_доп

I_доп = 610 А– допустимые длительные токовые нагрузки.

Определим ток в послеаварийном режиме:

I_п/ав = =211,52 А≤ I_доп =610 А

Проверка по допустимым потерям и отклонениям:

Проверке по допустимым потерям и отклонениям напряжения ВЛ 35 кВ и выше не подлежат, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения провода таких линий по сравнению с применением трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности экономически не оправдывается.

Таблица 6. Паспортные данные выбранного провода марки АС

Номинальное сечение, мм2	r0, Ом/км	х0, Ом/км	b0, Ом/км
240/32	0,118	0,435	2,604

Активное сопротивление ЛЭП: R_Л= =3,835 Ом

Реактивное сопротивление ЛЭП: Х_л= =14,1375 Ом

Полное сопротивление ЛЭП: Z_л=3,835+j14,1375 Ом

Максимальные потери в линии:

P_л= =0,514МВт

Q_л= =1,8975МВар

Определим время использования максимальных потерь:

_мах=(0,124+ 3234 ч.

W_л=0,514*3234=1662,276 МВт ч

Вывод: был произведён расчёт элементов системы электроснабжения, построены графики нагрузки, выбраны трансформаторы, рассчитано напряжение питающей сети, рассчитаны потери в трансформаторах и выбрано сечение провода линии.

Список литературы

1. 
   Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования – М: Энергия, 1978.
   
2. 
   Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций – М: Энергоатоммиздат, 1987.
   
3. 
   Идельчик В.И. Электрические системы и сети. Учебник для вузов. – М: Энергоатоммиздат, 1989.
   
4. 
   А.В. Кабышев; С.Г. Обухов. Расчет и проектирование систем электроснабжения объектов и установок. Учебное пособие.- Томск: Изд-во ТПУ, 2006 – 248 с.
   
5. 
   О.И. Пилипенко. Выбор силовых трансформаторов.
   

Методические указания к расчётно-графическому заданию.