Мой диплом (1230111), страница 4
Текст из файла (страница 4)
Постоянные потери определяются паспортной величиной потерьмощности холостого хода трансформатораP0пост , значением напряжения навводах трансформатора U Т и числом включенных трансформаторов N Т .С небольшой долей погрешности в проекте для упрощения можно принятьUТUном .
В этом случае суммарные постоянные потери мощности длягруппы трансформаторных подстанций равныPпостni 1P0пасп NТi .(4.6)Так как в проекте используется метод среднегодовых нагрузок, а в качественагрузок используются токи в обмотках, то переменные потери в трансформаторах i подстанции, кВт, рассчитываются по выражению29I AiPкN ТiPiпер22Iном.тi,(4.7)где Iном.Т - номинальный ток в обмотке ВН трансформатора i-й подстанции, А;I™A - модуль тока фазы А обмотки ВН трансформатора подстанции, А.Суммарные переменные потери в трансформаторах для группы подстанцийравныnPперPiпер .i 1(4.8)На основании расчетов по формулам (4.6)-(4.8) определяют потери активной электроэнергии в трансформаторах, кВт ч/год, по формулеТWгодОпределяютсятакжеPперпотериPпостактивной(4.9)8760.электроэнергиизагодвкомпенсирующих установках, которые складываются из диэлектрическихпотерь в конденсаторах.Потери активной мощности в силовых конденсаторах, кВт равны [6]PCXC tg302b IКУ10 3 ,(4.10)где tg- тангенс угла диэлектрических потерь: для конденсаторов tg=0,0012;IКУUш.XC(4.11)Потери электроэнергии в КУ группы подстанций за год, кВт ч/год равныnКУWгод8760PCii=1НаоснованииполученныхPтпостiрезультатовPтпер .iпотерь(4.12)электроэнергиивтрансформаторах и КУ группы подстанций определяем количество сэкономленной электроэнергии в трансформаторах подстанций.Пример расчета для подстанции Новый Ургал с КУ:Pпост3,610,27,236 10,25,1 10,25,1 10,23,6 10,26,7 118,3 кВт,Iн.т1Sн.т1 1033 Uн107 285P 1=2пер251,32P перТWгод16 103=251,3 А,3 36,75=7,7 кВт,49,5 кВт,(118,3+49,5) 8760= 1469539 кВт ч,I КУ10500=428,6 А,24,531PC1 24,5 0,0012 1,001 428,62 10-3 = 5,51 кВт,Pрпост1Pрпер185218 2 =36 кВт,79251,32= 4,2 кВт.Результаты расчетов по формулам (4.6)-(4.12) сведены в таблицу 4.3Таблица 4.3 - Результаты определения потерь на подстанцияхПотериАктивной мощности в трансформаторах, кВт:-постоянные-переменные при отключенных КУ-переменные при включенных КУСуммарной активной мощности втрансформаторах без КУ, кВтСуммарной активной мощности втрансформаторах при КУ, кВтСуммарной энергии за год в трансформаторахбез КУ, кВт.ч/годСуммарной энергии за год в трансформаторахпри КУ, кВт.ч/годАктивной мощности в конденсаторах КУ, кВтСуммарные активной мощности в КУ, кВт32АлонкаНовыйУргалСолони10,22,71,9367,74,210,21,280,749,530,41469539,0581386552,4930,365,419,560,365 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЗА ГОД В ЛИНИЯХЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИПотери активной электроэнергии в ЛЭП в проекте также рассчитываютметодом среднегодовых нагрузок [7], используя в качестве исходных данныхзначения токов фаз обмотки ВН трансформаторов.5.1 Расчет значений фазных токов, протекающих по участкам линииэлектропередачиПри определении токов на участках ЛЭП емкостные (зарядные) токи неучитываются, так как класс напряжения 35 кВ.Для определения токов на участках ЛЭП (рисунок 5.1) используемграфоаналитический метод расчѐта [Приложение Г].ИП2ИП3l2ИП4l6ИП5ИП6l13l9ИП8l15l18l12ИП1l3 l4l1abl5cl7dl8el10fl11gl16l14hijl17ИП7klРисунок 5.1 - Схема для определения токов в ветвяхВыберемдлянаправленногографа(рисунке5.2)вкачествебалансирующего узел m, после чего составим матрицы инциденций M и N,матрицы сопротивлений в ветвях и диагональной матрицы сопротивлений.Матрица M содержит количество строк, равное количеству узлов безбалансирующего и количество столбцов, равное количеству ветвей.
Элементы33матрицы M принимают три значения: если узел является началом вершинойветви, то элемент матрицы mij=+1, если конечной, то mij=-1, а если узел неявляется вершиной ветви, то mij=0. Матрица N содержит столбцов столько,сколько ветвей, а строчек – сколько независимых контуров. Ее элементы такжемогут принимать три значения: если ветвь входит в контур и их направлениясовпадает, то mij=+1, если ветвь входит в контур и их направления несовпадает, то mij=-1, если ветвь не входит в контур, то mij=0.ab3c4d57Ie68II21IIIf109mIV1217VI17l15kVg1311h16 j14 iРисунок 5.2 – Схема направленного графаДалее строим матрицу сопротивлений и диагональную матрицусопротивлений, сопротивление энергосистемы не учитывается в связи сбольшим количеством параллельных ветвей и относительно небольшимнапряжением энергосистемы, также при двухцепных линиях сопротивленияуменьшаются вдвое.
Находим матрицу узловых проводимостей путѐмперемножения перемножения матрицы М, обратной матрицы сопротивленияветвей и транспонированной матрицы М. Строим столбцовую матрицузадающих токов без компенсирующих устройств и с применением КУ.Определяем падения напряжения в линиях путѐм перемножения обратнойматрицы узловых проводимостей и матрицы задающих токов. Токи в ветвяхнаходимпутѐмперемноженияматриц:34проводимостиветвей,транспонированная М, падения напряжения в линиях. Так как нагрузкасимметричная то расчѐт ведѐм по фазе А, полученные значения сведены втаблицу 5.1.Таблица 5.1 – Результаты определения токов в ЛЭПНомер линииТок фазы А в ЛЭПБез компенсирующих устройств№1 Энергосистема-Алонка11,57-j11,02№2 Энергосистема-Алонка53,23-j50,7(двухцепная)№3 Алонка-Новый Ургал52-j49,4№4 Новый Ургал-Солони-25,65+j24,25№5 Солони-Сулук-31,24+j29,8№6 Энергосистема-Сулук37,8-j36,37(двухцепная)№7 Сулук-Герби-0,21+j0,24№8 Герби-Джамку-3,78+j3,6№9 Энергосистема-Джамку13,47-j13,06(двухцепная)№10 Джамку-Амгунь0,56-j0,59№11 Амгунь-Постышево-1,77+j1,74№12 Энергосистема-Постышево4,32-j4,36№13 Энергосистема-Эворон6,87-j6,8№14 Эворон-Горин-1,71+j1,68№15 Энергосистема-Горин8,89-j8,86(двухцепная)№16 Горин-Хурмули-0,52+j0,54№17 Энергосистема-Хурмули5,19-j5,13№18 Энергосистема-Тырма34,03-j32,66С установкой компенсирующих устройств№1 Энергосистема-Алонка11,57-j3,13№2 Энергосистема-Алонка53,23-j14,4(двухцепная)№3 Алонка-Новый Ургал52-j9,67№4 Новый Ургал-Солони-25,65+j4,66№5 Солони-Сулук-31,24+j6,27№6 Энергосистема-Сулук37,8-j8,4(двухцепная)№7 Сулук-Герби-0,21+j0,69№8 Герби-Джамку-3,78+j0,09535Окончание таблицы 5.1Номер линииТок фазы А в ЛЭПС установкой компенсирующих устройств№9 Энергосистема-Джамку13,47-j4,2(двухцепная)№10 Джамку-Амгунь0,56-j1,17№11 Амгунь-Постышево-1,77+j1,17№12 Энергосистема-Постышево4,32-j3,8№13 Энергосистема-Эворон6,87-j3,64№14 Эворон-Горин-1,71+j0,88№15 Энергосистема-Горин8,89-j4,85(двухцепная)№16 Горин-Хурмули-0,52+j0,2№17 Энергосистема-Хурмули5,19-j4,4№18 Энергосистема-Тырма34,03-j12,535.2 Определение среднегодовых потерь мощности на участках линииэлектропередачиОсновные потери мощности в линиях электропередачи 35 кВ – это нагрузочные (переменные) потери, потери на корону (постоянные потери) в линиях электропередачи данных классов напряжений не учитываются в расчетах [7].Тогда суммарные среднегодовые потери мощности на участках ЛЭП длятрѐхфазной сети, кВт, рассчитываются по выражениюP ЛЭПm3 r0j 1IаЛЭПj2I рЛЭПj2l j 10 3 ,(5.1),IрЛЭПгде j – номер участка ЛЭП; m – число участков ЛЭП; IаЛЭП- значенияjjсоответственно активных и реактивных составляющих фазного тока на jучастке ЛЭП, А;ПослерасчетасуммарныхсреднегодовыхпотерьмощностиЛЭПопределяют суммарные потери активной электроэнергии в ЛЭП без КУ и с36включением КУ за год , кВт ч, по формулеЛЭПWгод8760P ЛЭП .(5.2)На основании результатов расчетов потерь электроэнергии в линии электропередачи определяется количество сэкономленной электроэнергии в ЛЭП.Результаты расчета приведены в таблице 5.2.Таблица 5.2 – Результаты расчетов потерь в ЛЭППоказательAЛЭПPфаза, кВтФаза ЛЭПBБез компенсации213,58C213,58ЛЭПWгод,213,585612808,158кВт чЛЭПPфаза, кВт117,03С компенсацией117,03ЛЭПWфаза,117,033075222,613кВт чВеличина потерь мощности зависит от передаваемой мощности, квадратанапряженияиквадратакоэффициентамощности.Повышениеуровнякоэффициента мощности (снижение угла между напряжением и током),позволяет снизить потери активной мощности в сопротивлении линии.По таблице 5.2 мы видим, чтопотери мощности без компенсирующихустановок на 45,2% больше, чем потери мощности с компенсаций.376 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ В ЛИНИЯХЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧПоперечная компенсация реактивной мощности не только уменьшаетпотери электроэнергии в линиях и трансформаторах трансформаторныхподстанций, но и уменьшает потери напряжения, что улучшает качествоэлектрической энергии.
В соответствии с государственным стандартом вэлектрических сетях среднего и высокого напряжений вместо значенияноминальногонапряженияэлектропитанияпринимаютсогласованноенапряжение электропитания Uс. Для указанных выше показателей КЭустановлены следующие нормы: положительные и отрицательные отклонениянапряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать10% номинального или согласованного значения напряжения в течение 100 %времени интервала в одну неделю. Допустимые значения положительного иотрицательного отклонений напряжения в точках общего присоединениядолжны быть установлены сетевой организацией с учетом необходимостивыполнения норм настоящего стандарта в точках передачи электрическойэнергии.
В электрической сети потребителя должны быть обеспечены условия,при которых отклонения напряжения питания на зажимах электроприемниковне превышают установленных для них допустимых значений при выполнениитребований настоящего стандарта к КЭ в точке передачи электрическойэнергии [1].Для определения падений напряжений на участках ЛЭП (рисунок 5.1) такжеиспользуем графоаналитический метод расчѐта [Приложение И]. Падениенапряжения на фазе электрической сети определяется как произведениеобратной матрицы узловых проводимостей и столбцовой матрицы задающихтоков.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
