4. Расчет напряжения питающей сети
Номинальное напряжение электрической сети существенно влияет как на её технико-экономические показатели, так и на технические характеристики. Так, например, при повышении номинального напряжения снижаются потери мощности и электроэнергии, т.е. снижаются эксплуатационные расходы, уменьшаются сечения проводов и затраты металла на сооружение линий, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается бедующее развитие сети, но увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего номинального напряжения требует наоборот, меньше капитальных затрат, но приводит к большим эксплуатационным затратам из-за роста потерь мощности и электроэнергии и, кроме того, обладает меньшей пропускной способностью. Из сказанного очевидна важность рационального и обоснованного выбора номинального напряжения сети при её проектировании.
Экономически целесообразное номинальное напряжение зависит от многих факторов: мощности нагрузок, их удалённости от источников питания, их расположенность друг от друга и др. Ориентировочное значении UHOM можно определить по значению передаваемой мощности и расстоянию, на которое она передаётся. Напряжение выбирают исходя из полученного распределения потоков мощности и протяжённости участков сети.
Номинальное напряжение можно оценить одним из следующих способов:
По кривым на рисунке 4.1
По эмпирическим выражениям
Кривые на рисунке 4.1 характеризуют экономически целесообразные области применения электрических сетей разных номинальных напряжений. Это обобщающие зависимости, построенные в результате сравнения приведённых затрат для многочисленных вариантов сети с разными Р, l и UHOM.
Рисунок 4.1. Области применения электрических сетей разных номинальных напряжений Границы равноэкономичности: 1—1150 и 600 кВ. 2 — 500 и 220 кВ 3 — 220 и 110 кВ 4 — 110 и 35 кВ, 5 — 750 и 330 кВ, 6 — 330 и 150 кВ, 7—150 и 35 кВ;
Исходя из рисунка 4.1 б) можно сделать предположение о напряжении, расположенном в пределах 110 кВ. Для более точного выбора воспользуемся формулой Стилла:
кВ.
где, L=8км – расстояние от источника питания до ГПП;
Рр =26,1МВт – максимальная активная мощность завода.
Формула Залесского:
кВ.
где, L=8км – расстояние от источника питания до ГПП;
Рр =26,1МВт – максимальная активная мощность завода.
Формула Илларионова:
кВ.
где, L=8км – расстояние от источника питания до ГПП;
Рр =26,1МВт – максимальная активная мощность завода.
Для данного случая выбор таких напряжений не представляется возможным, так как отсутствую трансформаторы подобной мощности на рассчитанные напряжения. Поэтому примем ближайшее напряжение из номинального ряда, на которое существуют трансформаторы, выбранные выше. Примем к расчёту номинальное напряжение равное 110 кВ.
5. Расчет потерь в трансформаторах
В справочнике [1] выбираем подходящие по мощности и номинальному напряжению 2 трансформатора типа ТД 25000/110.
Так как, в реальном технологическом процессе, всегда существует погрешности в номинальных (паспортных) параметрах электрооборудования одного типа, незначительно изменяем паспортные данные. По приведенным данным проведем расчет потерь трансформаторов, для дальнейшего исследования.
Таблица 5.1 – Паспортные данные трансформаторов.
Трансформаторы |
Усл.об. |
Sном.тр,МВА |
Pхх,МВт |
Pкз,МВт |
Uк,% |
Iхх,% |
Uвн,кВ |
Uнн,кВ |
ТД 25000/110 |
Т1 |
25 |
0,023 |
0,117 |
10.4 |
0,63 |
115 |
10,5 |
ТД 25000/110 |
Т2 |
25 |
0,027 |
0,123 |
10.6 |
0,67 |
115 |
10,5 |
Расчет реактивной мощности КЗ, потребляемой трансформатором при номинальной нагрузке :
,МВАр.
где
- напряжение КЗ трансформатора, %.
Расчет реактивной мощности ХХ, потребляемая трансформатором:
,
МВАр.
где
- ток ХХ трансформатора, %.
Расчет приведенных потерь КЗ трансформатора:
,
МВт.
где
- потери мощности КЗ (приближенно их
принимают равными потерям в меди обмоток
трансформатора);
- коэффициент
изменения потерь, ки.п.=0,08.
Расчет приведенных потерь ХХ трансформатора, учитывающих потери активной мощности в самом трансформаторе, и создаваемые им в элементах всей системы электроснабжения, в зависимости от реактивной мощности потребляемой трансформатором:
,
МВт.
где
- потери мощности ХХ трансформатора
(приближенно их принимают равными
потерям в стали трансформатора) .
Расчет величины потерь для трансформаторов приведем в виде таблицы:
Таблица 5.2 - Потери в трансформаторах.
Усл. об. |
Qхх, МВАр |
Qкз, МВАр |
Р'хх, МВт |
Р'кз, МВт |
Т1 |
0.157 |
2.6 |
0,0356 |
0,325 |
Т2 |
0.167 |
2.65 |
0,0404 |
0,335 |
5.1 Приведенные потери в трансформаторах при их раздельной работе определяется по следующей формуле:
,
МВт.
где Кз=Spi/(2·Sном.т.) - коэффициент загрузки, определяется для каждой ступени нагрузки отдельно.
Таблица 5.3 - Приведенные потери в трансформаторах при их раздельной работе.
S, МВА |
Кз |
ΔPт1', МВт |
ΔPт2', МВт |
Σ∆Pт12', МВт |
29,05 |
0,58 |
0,15 |
0,15 |
0,30 |
26,87 |
0,54 |
0,13 |
0,14 |
0,27 |
26,62 |
0,53 |
0,13 |
0,14 |
0,26 |
26,49 |
0,53 |
0,13 |
0,13 |
0,26 |
24,27 |
0,49 |
0,11 |
0,12 |
0,23 |
24,27 |
0,49 |
0,11 |
0,12 |
0,23 |
20,55 |
0,41 |
0,09 |
0,10 |
0,19 |
19,88 |
0,40 |
0,09 |
0,09 |
0,18 |
19,88 |
0,40 |
0,09 |
0,09 |
0,18 |
19,84 |
0,40 |
0,09 |
0,09 |
0,18 |
19,71 |
0,39 |
0,09 |
0,09 |
0,18 |
19,71 |
0,39 |
0,09 |
0,09 |
0,18 |
19,16 |
0,38 |
0,08 |
0,09 |
0,17 |
19,01 |
0,38 |
0,08 |
0,09 |
0,17 |
16,72 |
0,33 |
0,07 |
0,08 |
0,15 |
15,13 |
0,30 |
0,07 |
0,07 |
0,14 |
14,52 |
0,29 |
0,06 |
0,07 |
0,13 |
14,52 |
0,29 |
0,06 |
0,07 |
0,13 |
13,24 |
0,26 |
0,06 |
0,06 |
0,12 |
13,24 |
0,26 |
0,06 |
0,06 |
0,12 |
13,24 |
0,26 |
0,06 |
0,06 |
0,12 |
12,94 |
0,26 |
0,06 |
0,06 |
0,12 |
12,71 |
0,25 |
0,06 |
0,06 |
0,12 |
9,28 |
0,19 |
0,05 |
0,05 |
0,10 |
5.2 Приведенные потери одного трансформатора определяются по следующей формуле:
, МВт.
где Кз=Spi/Sном.т.- коэффициент загрузки, определяется для каждой ступени отдельно.
Таблица 5.4 - Приведенные потери в одном трансформаторе.
S, МВА |
Кз |
ΔPт1', МВт |
ΔPт2', МВт |
29,05 |
1,16 |
0,47 |
0,49 |
26,87 |
1,07 |
0,41 |
0,43 |
26,62 |
1,06 |
0,40 |
0,42 |
26,49 |
1,06 |
0,40 |
0,42 |
24,27 |
0,97 |
0,34 |
0,36 |
24,27 |
0,97 |
0,34 |
0,36 |
20,55 |
0,82 |
0,26 |
0,27 |
19,88 |
0,80 |
0,24 |
0,25 |
19,88 |
0,80 |
0,24 |
0,25 |
19,84 |
0,79 |
0,24 |
0,25 |
19,71 |
0,79 |
0,24 |
0,25 |
19,71 |
0,79 |
0,24 |
0,25 |
19,16 |
0,77 |
0,23 |
0,24 |
19,01 |
0,76 |
0,22 |
0,23 |
16,72 |
0,67 |
0,18 |
0,19 |
15,13 |
0,61 |
0,15 |
0,16 |
14,52 |
0,58 |
0,15 |
0,15 |
14,52 |
0,58 |
0,15 |
0,15 |
13,24 |
0,53 |
0,13 |
0,13 |
13,24 |
0,53 |
0,13 |
0,13 |
13,24 |
0,53 |
0,13 |
0,13 |
12,94 |
0,52 |
0,12 |
0,13 |
12,71 |
0,51 |
0,12 |
0,13 |
9,28 |
0,37 |
0,08 |
0,09 |
5.3 Определим приведенные потери в трансформаторах при их параллельной работе.
Нагрузка между параллельно работающими трансформаторами распределяется пропорционально их мощностям и обратно пропорционально напряжениям короткого замыкания. Напряжения короткого замыкания всех
параллельно работающих трансформаторов должны быть приведены к одной мощности, например, к мощности первого трансформатора:
Коэффициенты распределения нагрузки по трансформаторам:
Нагрузка каждого параллельно работающего трансформатора:
,
МВА;
,
МВА.
где S- нагрузка подстанции, переменная величина, МВА.
Коэффициенты загрузки трансформаторов:
.
Приведенные потери трансформаторов определяются по следующей формуле:
;
;
.
Результаты расчета приведем в таблице 5.5.
Таблица 5.5 - Приведенные потери в трансформаторах при их параллельной работе.
S, МВА |
S1,МВА |
S2, МВА |
Кз1 |
Кз2 |
ΔPт1, МВт |
ΔPт2, МВт |
∑ΔPт, МВт |
29,05 |
14,70 |
14,41 |
0,59 |
0,58 |
0,15 |
0,15 |
0,30 |
26,87 |
13,60 |
13,33 |
0,54 |
0,53 |
0,13 |
0,14 |
0,27 |
26,62 |
13,47 |
13,20 |
0,54 |
0,53 |
0,13 |
0,13 |
0,26 |
26,49 |
13,40 |
13,14 |
0,54 |
0,53 |
0,13 |
0,13 |
0,26 |
24,27 |
12,28 |
12,04 |
0,49 |
0,48 |
0,11 |
0,12 |
0,23 |
24,27 |
12,28 |
12,04 |
0,49 |
0,48 |
0,11 |
0,12 |
0,23 |
20,55 |
10,40 |
10,19 |
0,42 |
0,41 |
0,09 |
0,10 |
0,19 |
19,88 |
10,06 |
9,86 |
0,40 |
0,39 |
0,09 |
0,09 |
0,18 |
19,88 |
10,06 |
9,86 |
0,40 |
0,39 |
0,09 |
0,09 |
0,18 |
19,84 |
10,04 |
9,84 |
0,40 |
0,39 |
0,09 |
0,09 |
0,18 |
19,71 |
9,97 |
9,78 |
0,40 |
0,39 |
0,09 |
0,09 |
0,18 |
19,71 |
9,97 |
9,78 |
0,40 |
0,39 |
0,09 |
0,09 |
0,18 |
19,16 |
9,69 |
9,50 |
0,39 |
0,38 |
0,08 |
0,09 |
0,17 |
19,01 |
9,62 |
9,43 |
0,38 |
0,38 |
0,08 |
0,09 |
0,17 |
16,72 |
8,46 |
8,29 |
0,34 |
0,33 |
0,07 |
0,08 |
0,15 |
15,13 |
7,66 |
7,50 |
0,31 |
0,30 |
0,07 |
0,07 |
0,14 |
14,52 |
7,35 |
7,20 |
0,29 |
0,29 |
0,06 |
0,07 |
0,13 |
14,52 |
7,35 |
7,20 |
0,29 |
0,29 |
0,06 |
0,07 |
0,13 |
13,24 |
6,70 |
6,57 |
0,27 |
0,26 |
0,06 |
0,06 |
0,12 |
13,24 |
6,70 |
6,57 |
0,27 |
0,26 |
0,06 |
0,06 |
0,12 |
13,24 |
6,70 |
6,57 |
0,27 |
0,26 |
0,06 |
0,06 |
0,12 |
12,94 |
6,55 |
6,42 |
0,26 |
0,26 |
0,06 |
0,06 |
0,12 |
12,71 |
6,43 |
6,30 |
0,26 |
0,25 |
0,06 |
0,06 |
0,12 |
9,28 |
4,70 |
4,60 |
0,19 |
0,18 |
0,05 |
0,05 |
0,10 |
Покажем динамику изменения потерь в графическом виде, на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1 – Приведенные потери в трансформаторах при различных условиях работы.
Определим нагрузку, при которой целесообразно переходить на работу с двумя трансформаторами:
.
Определим число часов использования максимума нагрузки:
час.
Число часов максимальных потерь:
час.
Распределение числа часов максимальных потерь пропорционально
продолжительности ступеней графика нагрузки определяется:
,
час.
час.
Определим суммарные потери мощности и годовые потери энергии в трансформаторах:
МВт;
,
МВт·год;
Таблица 5.6 - Сводные данные для определения годовых потерь энергии в трансформаторе на каждой ступени.
|
|
,
МВт*ч
МВт·год.