esis_srez1

Некоммерческое 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

Х_тВ=14,25; Х_тВ=1,5875;

Х_тС=0,75; Х_тС=22,225.

Х_тН=5,75;

Расчет параметров линии.

Активное сопротивление:

R_л=r₀L (2)

R_л1=r₀L₁=0,009617,2=0,165 Ом;

R_л2=r₀L₂=0,009689,4=0,858 Ом;

R_л3=r₀L₃=0,009614,4=0,138 Ом;

R_л3=r₀L₄=0,0096184,4=1,77 Ом.

Реактивное сопротивление:

Х_л=х₀L (3)

Х_л1=х₀L₁=0,004217,2=0,7378 Ом;

Х_л2=х₀L₂=0,004289,4=3,755 Ом;

Х_л3=х₀L₃=0,004214,4=0,605 Ом;

Х_л4=х₀L₄=0,0042184,4=7,745 Ом.

Проводимость:

В_л=b₀L (4)

В_л1=b₀L₁=2,6410^-617,2=22,704 См;

В_л2=b₀L₂=2,6410^-689,4=118,008 См;

В_л3=b₀L₃=2,6410^-614,4=19,008 См;

В_л4=b₀L₄=2,6410^-6185,4=243,403 См.

Расчет параметров трансформаторов.

ТДТН-25000/220 (трансформатор 1)

Реактивное сопротивление:

Активное сопротивление:

Р_х=45 кВт.

Р_кВ=Р_кС=Р_кН=0,5Р_х=22,5 кВт;

R_тр1.1= R_тр1.2= R_тр1.3=0,5R_1общ=0,871 Ом.

ТРДНС-40000/35/6 (трансформатор 2)

Реактивное сопротивление:

Активное сопротивление:

Р_х=36 кВт.

Р_кВ=Р_кНН1=Р_кНН2=0,5Р_х=18 кВт;

R_тр2.1= R_тр2.2= R_тр2.3=0,5R_2общ=6,89 Ом

ТД-80000/220/6 (трансформатор 3)

Реактивное сопротивление:

Активное сопротивление:

Р_х=79 кВт.

Р_кВ=315;

R_тр3=0,5R_3общ=762,5 Ом.

Задание 3. Определить потери мощности в элементах сети и уровни напряжения в узловых точках схемы сети.

Реактивные потери мощности между проводами:

Q_в1=220²22,704=1,098 МВар;

Q_в2=220²118,008=5,711 МВар;

Q_в3=220²19,008=0,919 МВар;

Q_в4=220²243,408=11,780 МВар.

Мощность потерь в трансформаторах:

P_тр1=S_тр1cos=250,86=21,5 МВт;

P_тр2=S_тр2cos=400,86=34,4 МВт;

P_тр3=S_тр3cos=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:

P_11/13= ΔP_11-10 + P_12-11 = + =0,073 МВт;

Q_11/13 = ΔQ_11-10 + Q_12-11 = +0,0031=0,0031 МВАр;

Расчет уровней напряжения в узловых точках

;

==222,02 кВ;

=34,98 кВ.