Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Министерство образования и науки РФ
Федеральное государственное бюджетное
Образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Кузбасский государственный технический университет»
Имени Т.Ф.Горбачева
Кафедра электроснабжения горных и промышленных предприятий
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовой работе
ПЕРЕДАЧА И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
Выполнил:
студент Галанин А.В.
проверил:
Беляевский Р.В.
Кемерово 2012
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ
Вариант ГАЛАВ
Таблица 1.1
Характеристики нагрузок
|
Номер нагрузки |
X, см |
Y, см |
, МВт |
, ч |
, % |
|
|
1 |
6,5 |
1,0 |
50 |
4000 |
0,79 |
100 |
|
2 |
2,5 |
4,5 |
14 |
2400 |
0,75 |
30 |
|
3 |
5 |
6,5 |
25 |
7800 |
0,84 |
70 |
|
4 |
8 |
4,5 |
10 |
5300 |
0,80 |
20 |
Таблица 1.2
Характеристика системы и режима
|
X, см |
Y, см |
, % |
, % |
, % |
Масштаб, |
|
|
0 |
3 |
110 |
107 |
0,91 |
51 |
10 |
1. ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМЫ СОЕДИНЕНИЙ СЕТИ
Рис. 1.1. План района
Длина линий электрической передачи, показанных на рис. 1.1, составляет:
км; км;
км; км;
км; км;
км; км;
км; км.
Выбор вариантов схем соединений сети осуществляется на основании критерия минимума приведенных затрат – минимальной длины провода для рассматриваемых вариантов.
Рассмотрим пять возможных вариантов схем соединений разомкнутой сети (рис. 1.2).
Вариант 1 Вариант 2
Вариант 3 Вариант 4
Вариант 5
Рис. 1.2. Варианты схем соединений разомкнутой сети
(км);
(км);
(км);
(км);
(км).
Как показывают расчеты, вариант разомкнутой схемы, представленный на рис. 1.2, 3, отличается наименьшей длиной провода среди рассматриваемых вариантов, то есть удовлетворяет критерию минимума приведенных затрат, и поэтому является наиболее оптимальным.
2. Замкнутая сеть.
Вариант 1 Вариант 2
Вариант 3 Вариант 4
Вариант 5
Рис. 1.3. Варианты схем соединений замкнутой сети
Аналогично рассмотрим пять возможных вариантов схем соединений замкнутой сети (рис. 1.3).
(км);
(км);
(км);
(км);
(км).
Основываясь на проведенных расчетах, выбираем вариант замкнутой схемы, представленный на рис. 1.3, 2, поскольку он обладает наименьшей длиной провода среди рассматриваемых вариантов, то есть удовлетворяет критерию минимума приведенных затрат.
2. ВЫБОР НОМИНАЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ СЕТИ
Номинальные напряжения сети выбираются в зависимости от значения передаваемой мощности и дальности передачи. Произведем выбор номинальных напряжений для разомкнутой и замкнутой схем соединений сети.
Рис. 2.1. Схема разомкнутой сети
Для предварительного определения номинальных напряжений сети пользуются формулой Илларионова:
, кВ,
где – длина линии электропередачи, км; – передаваемая активная мощность, МВт.
Номинальное напряжение на участке РЭС–2, определенное по формуле Илларионова, составляет
(кВ),
где (МВт).
Найденное напряжение округляется до ближайшего большего стандартного значения. Таким образом, принимаем на участке РЭС–2 номинальное напряжение кВ.
Номинальное напряжение на участке 2–3, определенное по формуле Илларионова
(кВ),
где (МВт).
Принимаем номинальное напряжение на участке 2–1 кВ.
Номинальное напряжение на участке 3–4, определенное по формуле Илларионова
(кВ),
где (МВт).
Принимаем номинальное напряжение на участке 1–4 кВ.
Номинальное напряжение на участке 4–1, определенное по формуле Илларионова
(кВ),
где (МВт).
Принимаем номинальное напряжение на участке 4–3 кВ.
Рис. 2.2. Схема замкнутой сети
Найдем активные мощности в линиях.
На участках РЭС–2 и РЭС’–1 мощность будет определяться по формуле
, МВт,
где где – передаваемая активная мощность, МВт; – длина участка сети от i-ой точки до РЭС’, км; – длина проектируемой сети, км.
На участке РЭС–2
(МВт).
На участке РЭС’–1
(МВт).
Мощности на участках 2-3, 3-4 и 4-1 найдем по первому закону Кирхгофа:
(МВт);
(МВт);
(МВт).
Как показывают расчеты, точка 1 является точкой потокораздела активной мощности.
В замкнутой сети все линии выполняются на один уровень напряжения. Для выбора номинального напряжения сети необходимо рассчитать по формуле Илларионова напряжение двух линий: самой протяженной и той, по которой передается наибольшая мощность.
Самым протяженным является участок сети РЭ С’–1. При этом
(кВ).
Наибольшая мощность передается по участку РЭС–2. Напряжение на участке РЭС’–2 равно
(кВ).
Принимаем для замкнутой сети номинальное напряжение кВ.
3. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ
Сечения проводов линий электропередачи выбираются по экономической плотности тока и проверяются по допустимому нагреву проводов, по предельным отклонениям напряжения у потребителей, а также по условиям коронирования.
Рис. 3.1. Схема разомкнутой сети
Определим реактивные мощности нагрузок:
(МВАр);
(МВАр);
(МВАр);
(МВАр).
Полные мощности нагрузок будут соответственно равны
(МВА);
(МВА);
(МВА);
(МВА).
Найдем полные мощности в линиях:
(МВА);
(МВА);
(МВА);
(МВА).
Для разомкнутой сети наибольшие токи, протекающие по проводам линий в нормальном режиме работы сети, определяются по формуле
, А,
где – передаваемая активная мощность, Вт; – передаваемая реактивная мощность, ВАр; – номинальное напряжение линии электропередачи, В.
Пользуясь данной формулой, вычислим наибольшие токи, протекающие по проводам линий в нормальном режиме работы сети:
(А);
(А);
(А);
(А).
Средневзвешенное время использования максимальной нагрузки определяется по формуле
, ч,
где – активная составляющая тока нагрузки, А; – длина участка сети от РЭС до i-ой точки, км; – время использования максимальной нагрузки, ч.
Активные составляющие токов нагрузки находятся по формуле
, А,
где – активная мощность нагрузки, кВт; – номинальное напряжение линии электропередачи, кВ.
Тогда
(А);
(А);
(А);
(А).
С учетом этого средневзвешенное время использования максимальной нагрузки для проектируемой разомкнутой сети будет равно
Согласно ПУЭ при времени использования максимальной нагрузки Тм от 3000 до 5000 ч экономическая плотность тока для сталеалюминиевых проводов составляет
Зная величину экономической плотности тока, найдем экономически целесообразные сечения проводников по следующей формуле:
, мм2,
где – наибольший ток, протекающий по проводам линии в нормальном режиме работы сети, А; – экономическая плотность тока,
Экономически целесообразные сечения проводников соответственно равны:
(мм2);
(мм2);
(мм2);
(мм2).
Сечения, полученные в результате расчета, округляются до ближайшего стандартного значения. Таким образом, принимаем мм2; мм2; мм2; мм2.
2. Замкнутая сеть.
Рис. 3.2. Схема замкнутой сети
Найдем реактивные мощности на участках РЭС–2 и РЭС’–1 по формуле
, МВАр,
где – передаваемая реактивная мощность, МВАр; – длина участка сети от i-ой точки до РЭС’, км; – длина проектируемой сети, км.
На участке РЭС–3
(МВАр).
На участке РЭС’–1
(МВАр).
Полные мощности в линиях будут соответственно равны:
(МВА);
(МВА);
(МВА).
Точка 1 является точкой потокораздела активной и реактивной мощностей.
Для замкнутой сети наибольшие токи, протекающие по проводам линий в нормальном режиме работы сети, определяются по формуле
, А,
где – передаваемая активная мощность, Вт; – передаваемая реактивная мощность, ВАр; – номинальное напряжение линии электропередачи, В.
Пользуясь указанной формулой, вычислим наибольшие токи, протекающие по проводам линий в нормальном режиме работы сети:
(А);
(А);
(А);
(А);
(А).
Для определения средневзвешенного времени использования максимальной нагрузки для проектируемой замкнутой сети рассчитаем активные составляющие токов нагрузок:
(А);
(А);
(А);
(А).
Тогда средневзвешенное время использования максимальной нагрузки со стороны РЭС будет равно
а со стороны РЭС’
Согласно ПУЭ при времени использования максимальной нагрузки ч экономическая плотность тока для сталеалюминиевых проводов составляет
Рассчитаем экономически целесообразные сечения проводов:
(мм2);
(мм2);
(мм2);
(мм2);
(мм2).
Принимаем ближайшие стандартные сечения: для мм2; мм2; мм2; мм2; мм2 соответственно.
4. ПРОВЕРКА СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ
ПО ТЕХНИЧЕСКИМ ОГРАНИЧЕНИЯМ
Сечения проводов, выбранные по экономической плотности тока, проверяются по допустимому нагреву проводов, по условиям коронирования.
Для разомкнутой сети ток в послеаварийном режиме определяется как удвоенное значение тока в нормальном режиме. Чтобы линия электропередачи обладала термической стойкостью, величина тока в послеаварийном режиме не должна превышать величины длительно допустимого тока по нагреву.
Результаты выбора и проверки проводов для разомкнутой сети приведены в табл. 4.1.
Таблица 4.1
|
Линия |
РЭС–2 |
2–3 |
3–4 |
4–1 |
|
Напряжение, кВ |
220 |
220 |
220 |
220 |
|
Экономическая плотность тока, А/мм2 |
1,1 |
1,1 |
1,1 |
1,1 |
|
Ток в нормальном режиме, А |
162,781 |
138,380 |
99,444 |
83,044 |
|
Ток в послеаварийном режиме, А |
325,562 |
276,76 |
198,888 |
166,088 |
|
Длительно допустимый ток по нагреву, А |
330 |
330 |
210 |
175 |
|
Сечение, выбранное по экономической плотности тока, мм2 |
150 |
120 |
95 |
70 |
|
Сечение, выбранное по условию короны, мм2 |
240 |
240 |
240 |
240 |
|
Сечение, выбранное по условию нагрева, мм2 |
95 |
95 |
50 |
35 |
|
Марка провода |
АС-240/32 |
АС-240/32 |
АС-240/32 |
АС-240/32 |
2. Замкнутая сеть.
Для замкнутой сети расчет токов в послеаварийном режиме производится в предположении обрыва линии от РЭС.
Перераспределение потоков мощности в линиях при обрыве участка сети РЭС’–1 показано на рис. 4.1
Рис. 4.1. Перераспределение потоков мощности
в замкнутой сети при обрыве участка РЭС’–1
Токи в послеаварийном режиме будут определяться по той же формуле, что и наибольшие токи, протекающие по проводам линий в нормальном режиме работы, и будут соответственно равны
А
А
А
Для того чтобы определить ток в послеаварийном режиме на участке РЭС’–1, обрываем линию РЭС–2. Перераспределение потоков мощности в линиях при обрыве линии РЭС–2 показано на рис. 4.2.
С учетом этого ток в послеаварийном режиме на участке РЭС’–1 будет равен
(А).
Рис. 4.2. Перераспределение потоков мощности
в замкнутой сети при обрыве участка РЭС–2
Результаты выбора и проверки проводов для замкнутой сети приведены в табл. 4.2.
Таблица 4.2
|
Линия |
РЭС–2 |
2-3 |
3-4 |
4-1 |
РЭС’–1 |
|
Напряжение, кВ |
220 |
220 |
220 |
220 |
220 |
|
Экономическая плотность тока, А/мм2 |
1,1 |
1,1 |
1,1 |
1,1 |
1,1 |
|
Ток в нормальном режиме, А |
169,071 |
120,308 |
53,564 |
9,787 |
156,487 |
|
Ток в послеаварийном режиме, А |
325,562 |
276,76 |
198,888 |
166,088 |
325,562 |
|
Длительно допустимый ток по нагреву, А |
330 |
330 |
210 |
175 |
330 |
|
Сечение, выбранное по экономической плотности тока, мм2 |
150 |
120 |
50 |
10 |
150 |
|
Сечение, выбранное по условию короны, мм2 |
240 |
240 |
240 |
240 |
240 |
|
Сечение, выбранное по условию нагрева, мм2 |
95 |
95 |
50 |
35 |
95 |
|
Марка провода |
АС-240/32 |
АС-240/32 |
АС-240/32 |
АС-240/32 |
АС-240/32 |
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЙ И ПРОВОДИМОСТЕЙ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Для двухцепных линий электропередачи сопротивления будут в два раза меньше, а проводимости – в два раза больше. При этом активной проводимостью линий пренебрегают, но учитывают их емкостную проводимость.
В качестве примера произведем расчет сопротивлений и проводимостей линии РЭС–2.
Погонное активное сопротивление линии определяется по формуле
, Ом/км,
где – сечение провода, мм2; – удельная проводимость материала провода, .
И равно
(Ом/км).
Погонное реактивное сопротивление фазы воздушной линии определяется как среднее значение сопротивления фаз:
, Ом/км,
где – среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см; – радиус провода, см.
Среднегеометрическое расстояние между проводами фаз при напряжении 220 кВ составляет 8 м, при напряжении 110 кВ – 4 м.
Погонное реактивное сопротивление фазы воздушной линии равно
(Ом/км).
Активное сопротивление линии
, Ом,
где l – длина линии, км.
Тогда
(Ом).
Реактивное сопротивление фазы воздушной линии определяется по формуле
, Ом,
где l – длина линии, км.
И составляет
(Ом).
Погонная емкостная проводимость определяется по формуле
, См/км,
где – среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см; – радиус провода, см.
Погонная емкостная проводимость линии равна
(См/км).
Емкостная проводимость линии
, См,
где l – длина линии, км.
Емкостная проводимость линии составляет
(См).
Половина зарядной мощности линии определяется как
, МВАр,
где Uн – номинальное напряжение линии, В.
И численно равна
(МВАр).
Схема замещения линии электропередачи РЭС–2, составленная на основании проведенных расчетов, представлена на рис. 5.1.
Рис. 5.1. Схема замещения линии электропередачи РЭС–2
Результаты определения сопротивлений и проводимостей воздушных линий электропередачи других участков разомкнутой сети приведены в табл. 5.1.
Таблица 5.1
|
Линия |
U, кВ |
l, км |
r0, Ом/км |
x0, Ом/км |
Rл, Ом |
xл, Ом |
b0, 10–6 Cм/км |
bл, 10–4 Cм |
QС, МВАр |
|
РЭС–2 |
220 |
29 |
0,131 |
0,429 |
1,900 |
6,221 |
2,642 |
1,532 |
3,708 |
|
2-3 |
220 |
32 |
0,131 |
0,429 |
2,096 |
6,864 |
2,642 |
1,691 |
4,092 |
|
3-4 |
220 |
31 |
0,131 |
0,429 |
2,031 |
6,650 |
2,642 |
1,638 |
3,964 |
|
4-1 |
220 |
38 |
0,131 |
0,429 |
2,489 |
8,151 |
2,642 |
2,008 |
4,859 |
2. Замкнутая сеть.
Для замкнутой сети сопротивления и проводимости воздушных линий электропередачи будут определяться аналогично с учетом того, что эти линии являются одноцепными. Результаты их определения представлены в табл. 5.2.
Таблица 5.2
|
Линия |
U, кВ |
l, км |
r0, Ом/км |
x0, Ом/км |
Rл, Ом |
xл, Ом |
b0, 10–6 Cм/км |
bл, 10–4 Cм |
QС, МВАр |
|
РЭС-2 |
220 |
29 |
0,131 |
0,429 |
3,799 |
12,441 |
2,642 |
0,766 |
1,854 |
|
2-3 |
220 |
32 |
0,131 |
0,429 |
4,192 |
13,728 |
2,642 |
0,845 |
2,046 |
|
3-4 |
220 |
36 |
0,131 |
0,429 |
4,716 |
15,444 |
2,642 |
0,951 |
2,302 |
|
4-1 |
220 |
38 |
0,131 |
0,429 |
4,978 |
16,302 |
2,642 |
1,004 |
2,430 |
|
РЭС"-1 |
220 |
68 |
0,131 |
0,429 |
8,908 |
29,172 |
2,642 |
1,797 |
4,348 |
6. ПРИБЛИЖЕННОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ
При приближенном определении потерь напряжения в линиях электропередач как в замкнутой, так и в разомкнутой сети рассчитывают продольную и поперечную составляющие падения напряжения по соответствующим формулам:
, кВ,
, кВ,
где – передаваемая активная мощность, МВт; – активное сопротивление линии, Ом; – передаваемая реактивная мощность, МВАр; – реактивное сопротивление линии, Ом; – номинальное напряжение линии, кВ.
Определив продольную и поперечную составляющие, находят потери напряжения в линии
, кВ.
На участке сети РЭС–2 продольная составляющая
(кВ);
поперечная составляющая
(кВ);
потери напряжения в линии составляют
(кВ).
На участке сети 2–3 продольная составляющая
(кВ);
поперечная составляющая
(кВ);
потери напряжения в линии составляют
(кВ).
На участке сети 3–4 продольная составляющая
(кВ);
поперечная составляющая
(кВ);
потери напряжения в линии составляют
(кВ).
На участке сети 4–1 продольная составляющая
(кВ);
поперечная составляющая
(кВ);
потери напряжения в линии составляют
(кВ).
Суммарные потери напряжения в линиях (с учетом базисного напряжения кВ) в именованных единицах
(кВ),
и в процентах
.
При этом выполняется условие, согласно которого потери напряжения в линиях в нормальном режиме работы сети не должны превышать 15 %.
2. Замкнутая сеть.
На участке сети РЭС–2 продольная составляющая
(кВ);
поперечная составляющая
(кВ);
потери напряжения в линии составляют
(кВ).
На участке сети 2-3 продольная составляющая
кВ
поперечная составляющая
кВ
потери напряжения в линии составляют
(кВ).
На участке сети 3-4 продольная составляющая
(кВ)
поперечная составляющая
кВ
потери напряжения в линии составляют
(кВ).
На участке сети 4–1 продольная составляющая
кВ
поперечная составляющая
кВ
потери напряжения в линии составляют
(кВ).
На участке сети РЭС’–1 продольная составляющая
(кВ);
поперечная составляющая
(кВ);
потери напряжения в линии составляют
(кВ).
Суммарные потери напряжения в линиях на участках РЭС–1 и РЭС’–1 (с двух сторон относительно точки потокораздела мощности) в именованных единицах
(кВ),
(кВ),
и в процентах
,
.
При этом выполняется условие, согласно которого потери напряжения в линиях в нормальном режиме работы сети не должны превышать 15 %.
7. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИИ
Наиболее часто на подстанциях устанавливаются два трансформатора (автотрансформатора). В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное питание даже при аварийном отключении одного из трансформаторов.
ПУЭ разрешают перегрузку трансформаторов сверх номинальной на 40 % на время общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд при коэффициенте заполнения графика нагрузки не выше 0,75. При этих параметрах номинальная мощность каждого трансформатора определяется из условия
, МВА,
где – расчетная мощность нагрузки, МВА; – количество трансформаторов; – коэффициент загрузки трансформатора ().
Трансформатор, выбранный по данному условию, обеспечивает питание всех потребителей в нормальном режиме при загрузке трансформатора , а в аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе, обеспечивает питание потребителей первой и второй категорий с учетом допустимой аварийной перегрузки на 40 %. Потребители третьей категории во время максимума энергопотребления должны быть отключены.
Результаты выбора трансформаторов для разомкнутой сети представлены в табл. 7.1.
Таблица 7.1
|
Номер подстанции |
1 |
2 |
3 |
4 |
|
UВН, кВ |
220 |
220 |
220 |
220 |
|
UСН, кВ |
– |
– |
– |
– |
|
UНН, кВ |
10 |
10 |
10 |
10 |
|
Количество трансформаторов |
2 |
2 |
2 |
2 |
|
Суммарная мощность нагрузки Sнi, МВА |
63,288 |
18,658 |
29,749 |
12,5 |
|
Подключаемая мощность потребителей I и II категории KкiSнi, МВА |
63,288 |
5,597 |
20,824 |
2,5 |
|
Номинальная мощность каждого транс-форматора Sнт, МВА |
60 |
31,5 |
31,5 |
31,5 |
Продолжение таблицы 7.1
|
Мощность всех трансформаторов на подстанции 2Sнт, МВА |
120 |
63 |
63 |
63 |
|
Максимальная мощность одного трансформатора 1,4Sнт, МВА |
84 |
44,1 |
44,1 |
44,1 |
|
Тип трансформатора |
ТДГ-60000/220 |
ТДГ-31500/220 |
ТДГ-31500/220 |
ТДГ-31500/220 |
2. Замкнутая сеть.
Результаты выбора трансформаторов для замкнутой сети представлены в табл. 7.2.
Таблица 7.2
|
Номер подстанции |
1 |
2 |
3 |
4 |
|
UВН, кВ |
220 |
220 |
220 |
220 |
|
UСН, кВ |
– |
– |
– |
– |
|
UНН, кВ |
10 |
10 |
10 |
10 |
|
Количество трансформаторов |
2 |
2 |
2 |
2 |
|
Суммарная мощность нагрузки Sнi, МВА |
63,288 |
18,658 |
29,749 |
12,5 |
|
Подключаемая мощность потребителей I и II категории KкiSнi, МВА |
63,288 |
5,597 |
20,824 |
2,5 |
|
Номинальная мощность каждого транс-форматора Sнт, МВА |
60 |
31,5 |
31,5 |
31,5 |
|
Мощность всех трансформаторов на подстанции 2Sнт, МВА |
120 |
63 |
63 |
63 |
|
Максимальная мощность одного трансформатора 1,4Sнт, МВА |
84 |
44,1 |
44,1 |
44,1 |
|
Тип трансформатора |
ТДГ-60000/220 |
ТДГ-31500/220 |
ТДГ-31500/220 |
ТДГ-31500/220 |
8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОПРОТИВЛЕНИЙ И
ПРОВОДИМОСТЕЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ
На рис. 8.1 представлена схема замещения двухобмоточного трансформатора ТДГ-60000/220
Рис. 8.1. Схема замещения трансформатора
ТДГ-60000/220
Активное сопротивление трансформатора
(Ом).
Реактивное сопротивление трансформатора
(Ом).
Реактивная составляющая потерь холостого хода трансформатора равна
(МВАр).
На рис. 8.2 представлена схема замещения двухобмоточного трансформатора ТДГ-31500/220.
Рис. 8.2. Схема замещения трансформатора
ТДГ-31500/220
Активное сопротивление трансформатора
(Ом).
Реактивное сопротивление трансформатора
(Ом).
Реактивная составляющая потерь холостого хода трансформатора равна
(МВАр).
Результаты расчета сопротивлений и проводимостей трансформаторов сведены в табл. 8.1.
Таблица 8.1
|
Тип трансформатора |
Sн, МВА |
Uн, кВ |
uк% |
Потери, кВт |
Iх, % |
Rт, Ом |
xт, Ом |
Qх, МВАр |
||
|
ВН |
НН |
Pх |
Pк |
|||||||
|
ТДГ-31500/220 |
31,5 |
220 |
11 |
14 |
115 |
220 |
4,2 |
10,731 |
215,111 |
1,323 |
|
ТДГ-60000/220 |
60 |
242 |
13,8 |
14 |
125 |
390 |
4,0 |
6,344 |
136,649 |
2,4 |
9. ПРИБЛИЖЕННЫЙ РАСЧЕТ ПОТЕРЬ
АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТЕЙ
Определим величину потерь в трансформаторах.
Потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах определяются по формулам
, МВт,
, МВАр,
где Pi – активная мощность нагрузки, МВт; Qi – реактивная мощность нагрузки, МВАр; – номинальное напряжение трансформатора, кВ; – активное сопротивление трансформатора, Ом; – реактивное сопротивление трансформатора, Ом; n – количество трансформаторов; – активная составляющая потерь холостого хода, МВт; – реактивная составляющая потерь холостого хода, МВАр.
Подстанция 1 (ТДГ-60000/220)
Потери активной мощности в трансформаторе
МВт
Потери реактивной мощности в трансформаторе
МВАр
2) Подстанция 2 (ТДГ-31500/220)
Потери активной мощности в трансформаторе
МВт
Потери реактивной мощности в трансформаторе
МВАр
3) Подстанция 3 (ТДГ-31500/220)
Потери активной мощности в трансформаторе
МВт
Потери реактивной мощности в трансформаторе
МВАр
4) Подстанция 4 (ТДГ-31500/220)
Потери активной мощности в трансформаторе
Потери реактивной мощности в трансформаторе
Теперь определим потери мощности в ЛЭП.
Потери активной и реактивной мощностей в линиях определяются по формулам
, МВт,
, МВАр,
где Pij – активная мощность, передаваемая по линии, МВт; Qij – реактивная мощность, передаваемая по линии, МВАр; – номинальное напряжение линии, кВ; – активное сопротивление линии, Ом; – реактивное сопротивление линии, Ом.
Потери активной мощности на участке РЭС–2 составляют
(МВт),
а потери реактивной мощности
МВАр
Потери активной мощности на участке 2–3 составляют
(МВт),
а потери реактивной мощности
МВАр
Потери активной мощности на участке 3–4 составляют
(МВт),
а потери реактивной мощности
(МВАр).
Потери активной мощности на участке 4–1 составляют
(МВт),
а потери реактивной мощности
(МВАр).
Аналогично определим величину потерь активной и реактивной мощностей в трансформаторах для замкнутой сети.
Подстанция 1 (ТДГ-60000/220)
Потери активной мощности в трансформаторе
МВт
Потери реактивной мощности в трансформаторе
МВАр
2) Подстанция 2 (ТДГ-31500/220)
Потери активной мощности в трансформаторе
МВт
Потери реактивной мощности в трансформаторе
МВАр
3) Подстанция 3 (ТДГ-31500/220)
Потери активной мощности в трансформаторе
МВт
Потери реактивной мощности в трансформаторе
МВАр
4) Подстанция 4 (ТДГ-31500/220)
Потери активной мощности в трансформаторе
Потери реактивной мощности в трансформаторе
Теперь определим потери мощности в ЛЭП.
Потери активной мощности на участке РЭС–2 составляют
МВт
а потери реактивной мощности
МВАр
Потери активной мощности на участке 2-3 составляют
(МВт),
а потери реактивной мощности
(МВАр).
Потери активной мощности на участке 3-4 составляют
(МВт),
а потери реактивной мощности
(МВАр).
Потери активной мощности на участке 4–1 составляют
(МВт),
а потери реактивной мощности
(МВАр).
Потери активной мощности на участке РЭС’–1 составляют
МВт
а потери реактивной мощности
МВАр
10. СОСТАВЛЕНИЕ БАЛАНСОВ АКТИВНОЙ
И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТЕЙ
1. Разомкнутая сеть.
Составим баланс активной мощности для разомкнутой сети.
Суммарная активная мощность нагрузки равна
(МВт).
Суммарные потери активной мощности в системе равны
(МВт).
Таким образом, потребляемая активная мощность составляет
(МВт).
Далее составим баланс реактивной мощности.
Суммарная реактивная мощность нагрузки равна
МВАр
Суммарные потери реактивной мощности в системе
(МВАр).
Тогда потребляемая реактивная мощность равна
(МВАр).
Реактивная мощность, которой располагает система, составляет
(МВАр).
При этом мощность компенсирующего устройства равна
(МВАр).
В качестве компенсирующего устройства выбираем синхронный компенсатор типа КС 25-10У3. Для него выполняется условие, согласно которого мощность синхронного компенсатора . Устанавливаем синхронный компенсатор на самой мощной подстанции 1.
2. Замкнутая сеть.
Аналогично составим баланс активной мощности для замкнутой сети.
Суммарная активная мощность нагрузки равна
(МВт).
Суммарные потери активной мощности в системе составляют
(МВт).
В этом случае потребляемая активная мощность составляет
(МВт).
Теперь составим баланс реактивной мощности.
Суммарная реактивная мощность нагрузки равна
Суммарные потери реактивной мощности в системе равны
(МВАр).
Тогда потребляемая реактивная мощность составляет
(МВАр).
Реактивная мощность, которой располагает система
(МВАр).
При этом мощность компенсирующего устройства равна
(МВАр).
В качестве компенсирующего устройства выбираем синхронный компенсатор типа КСВ-32-10У1 и устанавливаем его на самой мощной подстанции 1.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.Идельчик В. И. Электрические системы и сети / В. И. Идельчик. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.
2. Лыкин А. В. Электрические системы и сети: Учеб. пособие / А. В. Лыкин. – Н.: НГТУ, 2002. – 246 с.
3. Правила устройства электроустановок: Шестое издание. – СПб.: Издательство «Деан», 2000. – 926 с.
4. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 607 с.
5. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: Электрооборудование / Под общ. ред. А. А. Федорова. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 591 с.
СОДЕРЖАНИЕ
Задание на курсовую работу………………………………………3
ограничениям…………………………………………………………...19
воздушных линий электропередачи…………………………………..22
трансформаторов……………………………………………………….34
реактивной мощностей…………………………………………………39
мощностей………………………………………………………………43
Список литературы……………………………………………….46
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
3
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
4
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
5
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
6
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
7
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
зм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
8
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
9
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
10
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
11
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
12
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
13
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
14
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
15
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
16
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
17
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
18
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
19
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
38
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
20
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
22
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
21
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
33
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
30
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
23
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
32
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
37
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
24
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
25
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
26
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
36
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
27
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
31
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
42
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
28
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
29
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
43
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
34
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
40
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Н. Контр.
Т. Контр.
Беляевский
Провер.
Галанин
Разраб.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
39
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
35
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
44
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
45
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
46
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
Масштаб
Масса
Реценз.
46
Листов
Лит.
Передача и распределение электрической
энергии
Утверд.
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
2
Листтттт
тт
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.
ФДПО 140211.КР ГАЛАВ
41
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.