esis_srez1
.docxНекоммерческое акционерное общество
«АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ»
Кафедра электрических станций и электроэнергетических систем
СРЕЗ № 1
По дисциплине: Электрические станции и подстанции
На тему: «Определение потерь мощности в элементах сети»
Специальность: 5В071800 – Электроэнергетика
Выполнила: Ушурова И Группа: ЭЭ-17-7
Принял: доцент Михалкова Е.Г.
Алматы 2020
Задание 1. Выбрать подстанцию и построить суточный график нагрузки.
Исходная подстанция: ПС Аврора 500/220/110.
ПС Аврора находится в Северном Казахстане, вдали от крупных городов. Для распределения и выдачи избыточной мощности энергосистем в дефицитные районы, реализации эффекта совмещения графиков нагрузки, оптимизации режима работы, обеспечения аварийной взаимопомощи широкое развитие в регионе получили распределительные и межсистемные связи по линиям электропередач. Главной системообразующей сетью являются ЛЭП на 220—500 кВ. Павлодарская энергосистема связана высоковольтными линиями электропередач на 500 и 220 кВ (ВЛ — 500 и ВЛ — 220) с Алтайской, Барнаульской, Экибастузской и Омской энергосистемами.
На ПС Аврора установлены два трансформатора мощностью 63 и 40 МВт. Исходя из этого, мы можем определить полную вырабатываемую мощность подстанции.
S=(63+40)0,7=72 МВт.
(1)
Из формулы (1) можно определить активную и реактивную мощность:
Р=Scos=72,10,86=57,68 МВт,
Q=Ssin=72,10,53=38,213 МВар.
Примем, что круглогодичное питание от подстанции получает коммунально-бытовой сектор, одно промышленное предприятие по обработке древесины, и сельскохозяйственные предприятия. Нужно так же принимать по внимание внешнее освещение улиц. Максимальная нагрузка приходится на вечернее время суток – с 18 до 20 часа, приближается к максимуму ранним утром – с 4 до 8 утра. Минимальная нагрузка на время с 10 до 12. Летняя нагрузка подразумевает значительное снижение нагрузки из-за того, что промышленное предприятие переходит на односменную работу, поскольку потребность в дровах в летнее время падает.
Государственные учреждения начинают работу в 8-9 часов утра, в заканчивают в 18-19 часов вечера. Сельскохозяйственные предприятия открываются в 6 часов утра и заканчивают в 20 часов. Освещение имеет место с начала заката и до рассвета.
Общая активная нагрузка составляет 57,68 МВт.
Коэффициенты заполнения графиков электрической нагрузки средних характерных дней недели в зимний период 1986 г. колебались от 0,94 до 0,96, а отношение минимальной нагрузки к максимальной— от 0,87 до 0,93 (см. рис. 4). Наименьшие величины коэффициентов заполнения и неравномерности приходятся на понедельник, наибольшие — на субботу и воскресенье, причем объем потребления электроэнергии в воскресные дни зимой снижается примерно на 6% по сравнению с рабочими днями.
Рисунок 1- Суточный график нагрузок ПС Аврора 500/220/110
Нагрузка коммунально-бытового сектора равна 19,8 МВт:
- жилые дома: 11,2 МВт.
- освещение 1,4 МВт.
- административные здания – 7,2 МВт.
Нагрузка сельскохозяйственных предприятий – 17,3 МВт.
Нагрузка промышленных предприятий – 20,5 МВт.
Общая нагрузка – 57,6 МВт.
Задание 2.
2.1 Выбрать участок электрической сети между двумя крупными узловыми подстанциями, между которыми расположено как минимум 3 подстанции.
2.2 Составить упрощенную однолинейную схему участка
2.3 Начертить схему замещения
2.4 Определить параметры линии и трансформаторов выбранного участка
Выбран участок между узловыми подстанциями ПС Кызылординская и ПС Чимкентская. В этот промежуток входят ПС Шиили, ПС Шалкия, ПС Жана Курган, ПС Маргалимсай.
Рисунок 2 – Расчетная схема цепи
Рисунок 3 – Схема замещения
Исходные данные:
L1 = 17,2 км; L3=14,4 км; r0=0,0096 Ом/км;
L2 = 89,4 км; L4=184,4 км; x0=0,042 Ом/км, b0=2,6410-6 См.
ТДТН-25000/220/6 ТРДНС-40000/35/6
ХтВ=14,25; ХтВ=1,5875;
ХтС=0,75; ХтС=22,225.
ХтН=5,75;
Расчет параметров линии.
Активное сопротивление:
Rл=r0L (2)
Rл1=r0L1=0,009617,2=0,165 Ом;
Rл2=r0L2=0,009689,4=0,858 Ом;
Rл3=r0L3=0,009614,4=0,138 Ом;
Rл3=r0L4=0,0096184,4=1,77 Ом.
Реактивное сопротивление:
Хл=х0L (3)
Хл1=х0L1=0,004217,2=0,7378 Ом;
Хл2=х0L2=0,004289,4=3,755 Ом;
Хл3=х0L3=0,004214,4=0,605 Ом;
Хл4=х0L4=0,0042184,4=7,745 Ом.
Проводимость:
Вл=b0L (4)
Вл1=b0L1=2,6410-617,2=22,704 См;
Вл2=b0L2=2,6410-689,4=118,008 См;
Вл3=b0L3=2,6410-614,4=19,008 См;
Вл4=b0L4=2,6410-6185,4=243,403 См.
Расчет параметров трансформаторов.
ТДТН-25000/220 (трансформатор 1)
Реактивное сопротивление:
Активное сопротивление:
Рх=45 кВт.
РкВ=РкС=РкН=0,5Рх=22,5 кВт;
Rтр1.1= Rтр1.2= Rтр1.3=0,5R1общ=0,871 Ом.
ТРДНС-40000/35/6 (трансформатор 2)
Реактивное сопротивление:
Активное сопротивление:
Рх=36 кВт.
РкВ=РкНН1=РкНН2=0,5Рх=18 кВт;
Rтр2.1= Rтр2.2= Rтр2.3=0,5R2общ=6,89 Ом
ТД-80000/220/6 (трансформатор 3)
Реактивное сопротивление:
Активное сопротивление:
Рх=79 кВт.
РкВ=315;
Rтр3=0,5R3общ=762,5 Ом.
Задание 3. Определить потери мощности в элементах сети и уровни напряжения в узловых точках схемы сети.
Реактивные потери мощности между проводами:
Qв1=220222,704=1,098 МВар;
Qв2=2202118,008=5,711 МВар;
Qв3=220219,008=0,919 МВар;
Qв4=2202243,408=11,780 МВар.
Мощность потерь в трансформаторах:
Pтр1=Sтр1cos=250,86=21,5 МВт;
Pтр2=Sтр2cos=400,86=34,4 МВт;
Pтр3=Sтр3cos=800,86=68,8 МВт.
400,51=20,40 МВар;
800,51=40,81 МВар.
Предположим, что у трансформатора 1 =0,5, а =0,35:
P4==0,521,5=10,75 МВт;
Q4==0,512,75=6,375 МВт;
Нагрузка 4: 10,75+j6,375.
P5= =0,3521,5=7,525 МВт;
Q5= =0,3512,75=4,46 МВт;
Нагрузка 5: 7,525+j4,46.
Тогда потери мощности в обмотке трансформатора 1:
Тогда общая нагрузка в узле 3: 0,0033+ j0,226
P3= ΔP34 + ΔP35 = 0,002+0,0013 =0,0033 МВт;
Q3 = ΔQ34 + ΔQ35 = 0,046+0,176 = 0,226 МВАр.
P2= ΔP23 + P3 = 0,00000092+0,0033 =0,0033 МВт;
Q2 = ΔQ23 + Q3 = 0,000291+0,226=0,2262 МВАр;
Предположим, что у трансформатора 2 =0,5, а =0,35:
P8==0,534,4=17,2 МВт;
Q8==0,520,4=10,2 МВт;
Нагрузка 8: 17,2+j10,2.
P9= =0,3534,4=12,04 МВт;
Q9= =0,3520,4=7,14 МВт;
Нагрузка 9: 12,04+j7,14.
Тогда потери мощности в обмотке трансформатора 1:
Тогда общая нагрузка в узле 7: 0,085+ j0,083
P7= ΔP78 + ΔP79 = 0,057+0,028 =0,085 МВт;
Q7 = ΔQ78 + ΔQ79 = 0,056+0,027 = 0,083 МВАр.
P6= ΔP76 + P7 = 0,0000091+0,085 =0,085 МВт;
Q6 = ΔQ76 + Q7 = 0,00000014+0,083=0,083 МВАр;
Предположим, что у трансформатора 3 =0,027
P12==0,02768,8=1,852 МВт;
Q12==0,02740,81=1,102 МВт;
Нагрузка 12: 17,2+j10,2.
Тогда потери мощности в обмотке трансформатора 1:
P11/13= ΔP11-10 + P12-11 = + =0,073 МВт;
Q11/13 = ΔQ11-10 + Q12-11 = +0,0031=0,0031 МВАр;
Расчет уровней напряжения в узловых точках
;
==222,02 кВ;
=34,98 кВ.