Мой диплом (1230104), страница 4
Текст из файла (страница 4)
В проекте производится анализ влияния КУ на потери электроэнергии за год в трансформаторах подстанций и ЛЭП системы внешнего электроснабжения. Существует достаточно много методик расчета потерь электроэнергии в системах электроснабжения [7]. В проекте используется так называемый метод среднегодовых нагрузок [5,7].
4.1 Расчет действующих значений токов в обмотках трансформаторов подстанций
Так как нагрузка симметричная, то расчёт ведётся по значениям действующих значений фазных токов.
Расчет токов определяют по ежемесячным расходам активной и реактивной энергии за год по подстанциям (Приложение А). Величины токов приводятся к шинам высокого напряжения с учетом соединения обмоток трансформатора подстанции. Все нижеследующие расчеты выполняются для двух вариантов: первый вариант - без КУ, второй вариант - с включением КУ на подстанции с параметрами, определенными в разделе 3. Находим значения активных и реактивных токов для каждой подстанции без КУ и с включением КУ по формулам:
(4.1)
(4.2)
где TКУ - время работы КУ ч/год; ТКУ = 7000-8000 ч/год при постоянном включении КУ.
При определении токов без КУ значение QКУ.пол принимается равным 0.
-
Определение углов сдвига фазы между током и напряжением фазы
При выполнении дальнейших расчетов необходимо знать значения углов сдвига фазы между средним током и напряжением плеча питания, гр. эл.:
(4.3)
По результатам расчетов по формулам (4.1)-(4.3) составлена таблица 4.1 значений всех токов и углов сдвига фазы для всех подстанций без КУ и с включением КУ.
Пример расчета для подстанции Новый Ургал:
А,
А,
А,
градусов,
градусов.
Таблица 4.1- Результаты расчета токов фазы А.
| Параметр | Алонка | Новый Ургал | Солони |
| КУ отключено | |||
| Активный ток, А | 12,84 | 77,62 | 5,6 |
| Реактивный ток, А | 12,37535595 | 73,6514582 | 5,56471718 |
| Действующий ток, А | 12,84+j12,38 | 77,6+j73,65 | 5,6+j5,56 |
| угол сдвига фазы, град. | 43,95 | 43,5 | 44,83 |
| КУ находится в работе | |||
| Активный ток, А | 12,84 | 77,62 | 5,6 |
| Реактивный ток, А | 7,86 | 14,33 | 1,6 |
| Средний ток, А | 12,84+j7,86 | 77,62+j14,33 | 5,6+j1,6 |
| угол сдвига фазы, град. | 31,5 | 10,5 | 16,04 |
Так как расчёт производился по фазе А, нужно найти значение для двух других фаз В и С. Для фазы В комплексное значение тока. А, равно
(4.4)
для фазы С:
(4.5)
По результатам расчетов по формулам (4.4)-(4.5) составлена таблица 4.2 комплексных токов в фазах обмотки ВН трансформатора подстанции.
Пример расчета для подстанции Новый Ургал без КУ:
А,
А,
Проверка (Σ I=0):
+
+
=0 А.
Таблица 4.2- Результаты расчета токов обмоток ВН подстанции
| Параметр | Алонка | Новый Ургал | Солони |
| КУ отключено | |||
| Ток фазы, A: | |||
| -фаза А | 12,84-j12,38 | 77,62-j73,65 | 5,6-j5,56 |
| -фаза B | -17,14-j4,9 | -102,6-j30,4 | -7,62-j2,1 |
| -фаза С | 4,3+j17,3 | 24,97+j104,05 | 2,1+j7,63 |
| КУ отключено | |||
| Ток фазы, A: | |||
| -фаза А | 12,84-j7,86 | 77,62-j14,33 | 5,6-j1,61 |
| -фаза B | -13,2-j7,2 | -51,22-j60,06 | -4,19-j4,04 |
| -фаза С | 0,38+j15,04 | -26,4+j74,39 | -1,4+j5,65 |
-
Определение среднегодовых потерь мощности в трансформаторах подстанций
Известно, что потери мощности в трансформаторах складываются из потерь холостого хода (постоянные потери) и нагрузочных потерь (переменные потери). Постоянные потери определяются паспортной величиной потерь мощности холостого хода трансформатора 
, значением напряжения на вводах трансформатора 
и числом включенных трансформаторов 
.
С небольшой долей погрешности в проекте для упрощения можно принять 
. В этом случае суммарные постоянные потери мощности для группы трансформаторных подстанций равны
(4.6)
Так как в проекте используется метод среднегодовых нагрузок, а в качестве нагрузок используются токи в обмотках, то переменные потери в трансформаторах i подстанции, кВт, рассчитываются по выражению
(4.7)
где 
- номинальный ток в обмотке ВН трансформатора i-й подстанции, А; 
- модуль тока фазы А обмотки ВН трансформатора подстанции, А.
Суммарные переменные потери в трансформаторах для группы подстанций равны
(4.8)
На основании расчетов по формулам (4.6)-(4.8) определяют потери активной электроэнергии в трансформаторах, кВтч/год, по формуле
(4.9)
Определяются также потери активной электроэнергии за год в компенсирующих установках, которые складываются из диэлектрических потерь в конденсаторах.
Потери активной мощности в силовых конденсаторах, кВт равны [6]
(4.10)
где 
- тангенс угла диэлектрических потерь: для конденсаторов = 0,0012;
(4.11)
Потери электроэнергии в КУ группы подстанций за год, кВтч/год равны
(4.12)
На основании полученных результатов потерь электроэнергии в трансформаторах и КУ группы подстанций определяем количество сэкономленной электроэнергии в трансформаторах подстанций.
Пример расчета для подстанции Новый Ургал с КУ:
=251,3 А,
Pпер1 =
=7,7 кВт,
49,5 кВт,
(118,3+49,5)8760= 1469539 кВтч,
=428,6 А,
24,5 0,0012 1,001 428,62 10-3 = 5,51 кВт,
=36 кВт,
= 4,2 кВт.
Результаты расчетов по формулам (4.6)-(4.12) сведены в таблицу 4.3
Таблица 4.3 - Результаты определения потерь на подстанциях
| Потери | Алонка | Новый Ургал | Солони |
| Активной мощности в трансформаторах, кВт: | |||
| -постоянные | 10,2 | 36 | 10,2 |
| -переменные при отключенных КУ | 2,7 | 7,7 | 1,28 |
| -переменные при включенных КУ | 1,9 | 4,2 | 0,7 |
| Суммарной активной мощности в трансформаторах без КУ, кВт | 49,5 | ||
| Суммарной активной мощности в трансформаторах при КУ, кВт | 30,4 | ||
| Суммарной энергии за год в трансформаторах без КУ, кВт.ч/год | 1469539,058 | ||
| Суммарной энергии за год в трансформаторах при КУ, кВт.ч/год | 1386552,493 | ||
| Активной мощности в конденсаторах КУ, кВт | 0,36 | 5,41 | 0,36 |
| Суммарные активной мощности в КУ, кВт | 9,56 | ||
5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА ГОД В ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Потери активной электроэнергии в ЛЭП в проекте также рассчитывают методом среднегодовых нагрузок [7], используя в качестве исходных данных значения токов фаз обмотки ВН трансформаторов.
5.1 Расчет значений фазных токов, протекающих по участкам линии электропередачи
При определении токов на участках ЛЭП емкостные (зарядные) токи не учитываются, так как класс напряжения 35 кВ.
Для определения токов на участках ЛЭП (рисунок 5.1) используем графоаналитический метод расчёта [Приложение Г].
Рисунок 5.1 - Схема для определения токов в ветвях
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
