Мой диплом (1230105), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

Соблюдение данных значений для потребителя необязательно.Экономическое значение и технический предел потребления реактивноймощности и энергии трансформаторными подстанциями указывают суммарнодля группы трансформаторных подстанций, соединенных сетью ВЛ СЦБ ирассчитывающихся за потребление энергии с одной энергоснабжающейорганизацией [3,4].Экономическое значение и технический предел потребления, указываемые вДПЭ. должны относится к точке учета электроэнергии.Экономические значения реактивной мощности и энергии, включенные вДПЭ на основе расчетов, не подлежат изменению в течение двух лет, за исключением отдельных случаев.Для расчета мы взяли данные потребления электроэнергии с участкаэлектроснабжения Ульма – Силинка и станции Тырма представленный наплакате (ДР 23.05.05 022 001).10Таблица 1.1 – Средние значения потребления электроэнергии для трѐхподстанций участка Ульма – Силинка.МесяцПодстанция АлонкаWP ,кВтчWq ,кВтчПодстанция НовыйУргалWP ,кВтчWq ,кВтчПодстанция СолониWP ,кВтчWq ,кВтЯнварь74803063582650610215314072360225349418Февраль58479065496540503653604825289567283776Март40955040135939610103881790278335242151Апрель39100031671035110202598155246863311048Май43025043885530115363704189216178220501Июнь44618044171821065031959048155251156804Июль18925014004525549151481851167150143749Август92770853489885439984286598258724Сентябрь24282029381229676182789561195956178320Октябрь66555049250739468854775731281031309134Ноябрь1152430127919742464913864307331236258364Декабрь1464790139155148144344140413385337443137чОстальные подстанции участка приведены в (Приложение А).В проекте будем использовать нормативный метод расчета.

В качествеисходных данных о нагрузках принимаются среднемесячные значенияактивной, кВтч, и реактивной энергии, кварч, i-го квартала, соответствующиемаксимальному годовому потреблению из трех предшествующих лет:WPi1 3WPj ;3j 1(1.1)WQi1 3WQj ;3j 1(1.2)11где WPj, WQj – средние значения соответственно активной, кВтч, и реактивной,кВарч, энергии подстанции за j-й месяц в i-м квартале отчетного года.Таблица 1.2 – Результаты расчета среднемесячных значений активной иреактивной энергии по кварталам для подстанцийПодстанция АлонкаКварталIIIIIIIVПодстанция НовыйПодстанцияУргалСолониWPj,WQj,WPj,WQj,WPj,WQj,кВт чкВАр чкВт чкВАр чкВт чкВАр ч5807904224771749471094257564050399094173069105441843574652876353217035943359374266896275379717566134260150309375206097143029332534291782229451126931336878Остальные подстанции сведены в (Приложение Б).1.2 Нормативный метод расчета экономического значения коэффициентареактивной мощностиНормативное значение tg э.н’ определяют по формуле [3,4]:tgгде tgбэнtg бk (0,4 d max0,6)(1.3);- базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый равным0,4 - для подстанций 35 кВ переменного тока; d max - отношение потребленияактивнойэнергиипотребителемвкварталемаксимальнойнагрузкиэнергосистемы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки, определяется для группы трансформаторных подстанций; k - коэффициент,12учитывающийотличиестоимостейэлектроэнергиивразличныхэнергосистемах, принимается из задания.Значение d max для i-й подстанции равно отношениюWPэнергmax.id max iWPпотрmax.i;(1.4)где WPэнерг - потребление i-й подстанцией активной энергии в кварталmax.iмаксимальной нагрузки энергосистемы, кВт ч;WPпотрmax.i- максимальноепотребление i-й подстанцией активной энергии за квартал, кВт ч.Для группы из "n " трансформаторных подстанцийni 1d maxd max i WPгодi;ni 1(1.5)WPгодiПосле расчета tg э.н’ определяют суммарное для группы из "n" подстанцийэкономическое значение реактивной энергии для каждого месяца i-го квартала.iЭкономическое значение реактивной энергии WQэ, кВАр ч, принимаетсяодинаковым и равнымiWQэktgWPi ;э.н(1.6)nгде k1,25 k зtg э.н, tgtg ннWQгодWPгод, k з - коэффициент заполненияграфика мощности, для трансформаторных подстанций kз = 0,6.13iТехнический предел потребления реактивной энергии WQп, кВАр ч, длягруппы из "n" подстанций равенiWQпtgWPi ;п.н(1.7)nгде tgпн0,7 .По результатам расчетов по формулам (1.6) и (1.7) составлена таблица 1.3.Пример расчета для подстанции Алонка для I квартала:d max1580790/1094257 =0,531,d maxtgэ.н0,4/(1 (0,4 0,964+ 0,6))=0,4058,tgk0,964,0,9889,н(1,25+0,06) (0,4058/0,9889) =0,759 < 1 принимаем k = 0,759,1WQэ2991430,8 кВАр ч,1WQп4078126,45 кВАр ч.14Таблица 1.3 – Результаты расчета экономического значения и техническогопредела потребления реактивной энергииКварталПоказательIIIIIIIV2991430,81916788,11411705,43101883,44078126,452615810,291669652,324130920,08i ,WQэкВАр чi ,WQпкВАр ч1.3 Расчет суммарной мощности компенсирующих установок группытрансформаторных подстанцийСогласно[2]потребляемаяоплатегруппойподлежитреактивнаяподстанцийпеременногомощностьтокаитолькоэнергия,сверхэкономических значений.Плата за реактивную энергию применяется только при расчетах спотребителямиэлектрическойэнергии,имеющимисреднемесячноепотребление более 30 тыс.

кВт ч в месяц. В связи с этим из общего объемареактивной энергии, потребленной группой трансформаторных подстанций.Длятогоэкономическогочтобыснизитьзначения,впотреблениесистемереактивнойэлектроснабженияэнергиидорасполагаютсяустановки параллельной (поперечной) емкостной компенсации, в дальнейшемпо тексту называемыми компенсирующими установками (КУ).Суммарная мощность таких КУ в кВАр по группе подстанций для i-гоквартала равнаQiКУnWQin73015iWQэ;(1.8)Требуемая мощность КУ в системе электроснабжения за год определяетсякак средневзвешенная величина поквартальных значенийQiКУn4Q годКУ( QiКУi 1 nn4nWQi );(1.9)WQii 1nИсходя из выбранного значения требуемой суммарной мощности КУ загод далее выбирается мощность конкретных КУ.Пример расчета:Q1КУ564050 4266896 291782 416106 188326 511343 159072730n170263 462671 498268 278453 17951602991430,87309056,11 кВАр.Таблица 1.4 – Результаты расчета суммарной мощности компенсирующихустановок поквартальноПоказательQiКУ , кВАрnКварталIIIIIIIV9056,115820,292738,368766,98Q годКУ7513,39 кВА.nСуммарная мощность компенсирующих установок 7513,39 кВАр.162 ВЫБОР МОЩНОСТИ КОНКРЕТНЫХ КОМПЕНСИРУЮЩИХУСТАНОВОКСуществует два метода расчета мощности КУ: прямой и упрощенный.

Вданном проекте мы будем пользоваться последним, ввиду отсутствия полнойинформации по схемным и режимным параметрам СВЭ и ТП, а также испециальных программных средств. В то время как для расчетов поупрощенному методу для СВЭ достаточно иметь данные по входномусопротивлению каждой подстанции и параметры ТП.2.1 Расчет входного сопротивления подстанцийРасчет входного сопротивления каждой подстанции до шин 10 кВ ведетсяна основании схемы внешнего электроснабжения, параметров ЛЭП ипараметров подстанций.Из задания мы имеем схему СВЭ, приведенную на плакате (ДР 23.05.05022 001).Для определения входных сопротивлений трансформаторных подстанцийиспользуемметодпреобразованияэлектрическихсетей.Идеяметодазаключается в том, что заданная сложно замкнутая сеть путем постепенныхпреобразованийприводитсяклиниисдвухстороннимпитанием.Впреобразованной схеме определяются мощности и токи на участках.

Затемпутем последовательных обратных преобразований находится действительноераспределение токов и мощностей в исходной сети. В результате такихпреобразований находятся предварительное распределение мощностей и точкираздела мощностей. Точек раздела активной и реактивной мощностей можетбыть несколько. Сложно замкнутая сеть разрезается по токам раздела активноймощности. В полученных упрощенных схемах выполняется расчет режима призаданномнапряжениинаисточникахпитания.Методапостепенногопреобразования сложно замкнутой сети использует ряд простых приемов.Каждый из приемов позволяет выполнить преобразование участка сети с малым17количеством элементов. Для этого участка можно произвести нужный расчет, азатем с помощью обратных преобразований вернуться к исходной схеме.Поскольку сеть однородна, т.е.

r / x const , можно записать z z 0 l , чтопозволяет оперировать длинами участков СВЭ. Кроме того, мы пренебрегаемемкостными проводимостями на землю.Согласно заданию, мы имеем тип проводника ЛЭП АС-70 r0 =0,422 Ом/км,х0 =0,432 Ом/км.ИП2ИП3l2=10ИП4l6=17ИП5ИП6l13=20l9=14ИП8l15=17l18=4l12=7ИП1l1=2355 63 38123534575506527l14=3689351011ИП711Рисунок 2.1 - Схема для определения zвх1Lвх1 = 4,06 км,zвх1= Lвх1 (r0 +jx0)= 4,06 (0,422+j0,432) =1,71+j1,75 Ом.Аналогично определяем входное сопротивление других подстанцийLвх2=49,9 км,zвx2= Lвх2 (r0 +jx0)=21,05+j21,55 Ом.По результатам расчѐтов составлена таблица 2.1.1812Таблица 2.1- Результаты расчета входного сопротивления линииПодстанцияАлонкаНовый УргалСолониСулукГербиДжамкуАмгуньПостышевоЭворонГоринХурмулиТырмаz0Lвх4,0649,8982,787,7893,316,4249,826,8716,086,369,814,000,422+j0,432zвх1,71+j1,7521,05+j21,5534,9+j35,83,3+j3,639,4+j40,32,7+j2,821+j21,52,9+j3,6,8+j6,92,7+j2,84,1+j4,21,69+j1,732.2 Определение сопротивлений трансформаторов трансформаторныхподстанцийПолное сопротивление трансформаторов i-й подстанции находится последующему выражению:ZТ2Uномuk;100 Sном.Т NТ(2.1)активное и индуктивное сопротивления равныRТXТPkSном.Т 103ZТ2R Т2 ,192U ном;Sном.Т NТ(2.2)(2.3)где u k - напряжение короткого замыкания между обмоткой ВН и обмоткой ННтрансформатора трансформаторной подстанции, %; U ном - номинальное напряжение системы внешнего электроснабжения, кВ (35 кВ); Sном.Т-номинальная мощность трансформатора трансформаторной подстанции, МВА;N Т - количество работающих трансформаторов на подстанции;Pk - потеримощности короткого замыкания, кВт.Входное (узловое) сопротивление i-й трансформаторной подстанции до шин10 кВ определяется по упрощенной методике [4]:Zвх10.i(2 Zвх.i2 ZТ.i )3 10,5Uном2;(2.4)Пример расчета входного сопротивления для подстанции Новый Ургал:ZТRТXТZвх10 (НВ)2 (21,0510 352100 16 28516 1034, 222j51,55) 2 (0,2235216 24,22 Ом,0,22 Ом,0, 2224, 215 Ом,j4,21)3 10,535210,42j12,62 Ом.Результаты расчетов по формулам (2.1) – (2.4) занесены в таблицу 2.2.20Таблица 2.2- Результаты расчета входного сопротивления до шин 10 кВПодстанцияАлонкаНовый УргалСолониСулукГербиДжамкуАмгуньПостышевоЭворонГоринХурмулиТырмаМощность,МВА2,5161,61,61,61,61,611,6114КоличествоZ Т , ОмZвх10 , Ом22212121212115,9254,22050781324,882812549,76562524,882812549,76562524,882812579,62524,882812579,62539,812514,17968752,5+j10,410,4+j12,624,4+j35,59,3+3j0,627+j38,29+j30,216,1+j2714,8+j47,17,7+j18,414,7+j46,978,99+j25,13,1+j15,22.3 Выбор мощности компенсирующих установокВнастоящеевремяКУвсистемеэлектроснабжения35/10кВустанавливаются только на шинах 10 кВ трансформаторных подстанций.Мощность КУ в кВАр на шинах 10 кВ i-й подстанции определяется всоответствии с [4]:QКУiQiгод1nR вх10.ii 1nQiгодQ КУn1,(2.5)i 1 R вх10.iгде Qiгод - среднее значение за год реактивной мощности i-й подстанции, кВАр;R вх10.i - активное входное сопротивление до шин 10 кВ i-й подстанции, Ом.Пример расчѐта для подстанции Алонка:21Q1годQ КУ175012,5368174108760750,2 кВАр,750,2 4464,9 337,3 411,8 203,8 537 14212,53110,42124,419,32158,9 514 468 278,4 1555,5 7513,41111114,79 7,7 14,66 8,99 3,14127,0218,98116,1158,9 кВАр.По результатам расчетов по формулам (2.5) составлена таблица 2.3.Таблица 2.1 – Результаты расчетов мощности КУПодстанцияАлонкаНовый УргалСолониСулукГербиДжамкуАмгуньПостышевоЭворонГоринХурмулиТырмаСреднее значение за год Мощность КУ в кВАр нареактивной мощности i-йшинах 10 кВ i-йгодподстанции QКУiподстанции Qi750,216158,93654464,8824321,5661337,343276,1008411,837251,5790203,842148,5717536,932370,5892141,99449,4853158,88857,8720514,062320,2794468,161366,2643278,415112,23891555,5091079,9039223 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ КОМПЕНСИРУЮЩИХУСТАНОВОККонденсаторные установки поперечной компенсации (КУ) имеют сравнительно низкую удельную стоимость, чем другие источники реактивной энергии,малые потери по сравнению с синхронными компенсаторами.Выбор параметров компенсирующих устройств осуществляется согласнометодике, изложенной в [6].Установки поперечной компенсации комплектуются из конденсаторов с номинальнымнапряжением10,5кВ,соединяемыхпоследовательноипараллельно.

Характеристики

Список файлов ВКР