43130

Расчет уровеня напряжения на вторичной стороне понижающих трансформаторов с помощью РПН

Курсовая

Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы

Расчет активной нагрузки трансформатора. Расчет реактивной нагрузки трансформатора. Расчетная нагрузка трансформатора. Выбор трансформатора Вывод: на трансформаторной подстанции установить два трансформатора типа ТМ.

Русский

2013-11-04

969.5 KB

14 чел.

1. Определение расчетных нагрузок и выбор мощности трансформаторов трансформаторного пункта.

1.1. Мастерские

1.1.1. Расчетная активная силовая нагрузка

                 

Ксс – коэффициент спроса силовой нагрузки, определяющий насколько меньше забираемая из сети мощность по сравнению с установленной.

1.1.2. Расчетная активная осветительная нагрузка

                

Kсо - коэффициент спроса осветительной нагрузки

1.1.3. Расчетная активная нагрузка мастерских

1.1.4. Расчетная реактивная нагрузка мастерских

cos(c) = 0,85    tg(c) = 0.6197

1.2. Культурно-бытовые учреждения (КБУ).

1.2.1. Расчетная активная силовая нагрузка

1.2.2. Расчетная активная осветительная нагрузка

1.2.3 Расчетная активная нагрузка КБУ

1.2.4. Расчетная реактивная нагрузка

cos = 0,95 ; = 18,2 , следовательно tg = 0,32868

1.3. Поселок

1.3.1. Расчетная активная осветительная нагрузка

1.4. Расчет мощности трансформаторов трансформаторного пункта

1.4.1. Расчет активной нагрузки трансформатора

1.4.2. Расчет реактивной нагрузки трансформатора

1.4.3. Расчетная нагрузка трансформатора

1.4.4. Выбор трансформатора

Вывод : на трансформаторной подстанции установить два трансформатора

типа ТМ – 160/10.

2. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ и сечения проводов

2.1. Выбор сечения проводов для КБУ

                                         

                

                                                         

                                                      

                                               

                         

                              

                    

          

 

       

    

                 

                 

 

 

 

  

 

  

     

        

Допустимая потеря напряжения в линии составляет 5% от номинального.


          = 0,34 Ом/км

   

       

Площадь сечения провода

=32 Ом*м/мм2;

В соответствии с результатом выбираю провод типа А-25

Проверка на нагрев :

 

Iдоп = 135 А 66,28=Iнкбу, следовательно, выбранное сечение провода проходит по нагреву.

2.2. Мастерские

           

             

 

             

                

             

            

           

Мощность источника А:

                     L=680м

Мощность источника В’:

          L=680м

      Из расчетов видно, что нагрузка «Е» получает питание с двух сторон – следовательно, здесь находится точка токораздела активной и реактивной мощностей.

Проверка:

47,73 +45,87 = 12,8+13,44+14,08+16+8,96+17,92+10,24

93,6 = 93,44

22,19+21,21= 65,95+6,25+6,54+7,44+4,17+8,33+4,76

43,4 = 43,4

2.3.1.Выбор сечения провода для мастерских.

= 0,07 Ом/км;  Uном =380В;  = 32Ом*м/мм2;

    

 

2.3.2. Выбор сечения провода для мастерских в аварийном режиме и проверка по допустимой потере напряжения.

= 0,07 Ом/км;   Uном =380В;   =32Ом*м/мм2.

Так  как 65,595 > 37,376 мм2     то выбираем  ААБ-70

Проверка выбранного сечения на нагрев :

Iдоп=440А 

Iнб(м) < Iдоп ,т.е. 156,59<440

2.3. Поселок.

            

            

 

Площадь сечения провода:

Принимаем марку провода А-35.

Проверка выбора сечения на нагрев :


 Iнбпос < Iдоп,   т.е.  <170

Рабочий ток поселка меньше допустимого, равного 170А, поэтому выбранное сечение проходит по нагреву (выбираем окончательно марку провода А-35).

3. Расчет сечения проводов воздушной линии 10 кВ.

3.1. Определение нагрузки линии 10 кВ.

= 158,88 кВт; = 57,05 квар.

;; =0,909

 Полная мощность линии:

Sл10 = 1913,79 кВА

3.2. Выбор сечения линии 10 кВ.

 

jэк = 1,1 А/мм2

Выбираем марку провода А-50.

3.3. Проверка выбранного сечения в нормальном и аварийном режимах.

 а) Нормальный режим:

  ro= 0,63 Ом/км;  Lл=7км; Uном=10кВ; xo=0,36 Ом/км

 

;   477,754 < 700В

      б) В аварийном режиме

;   955,508 < 1200В

3.4 Проверка выбранного сечения на нагрев в аварийном режиме:

Iдоп = 270А для марки провода А-50

110,51 < 270 А

Значит для линии 10кВ принимаем провод марки А – 50

4. Определение себестоимости передачи электроэнергии в сети 0,38 кВ.

Себестоимость передачи одного кВт*ч энергии

 ;  [коп/кВт*ч]

Иi – ежегодные издержки производства в i-ом элементе сети; под i-ом элементом в работе принимают i-КБУ, поселок, мастерские, ТП

Рнб – наибольшая суммарная мощность всех потребителей сети

Pai – норма амортизационных отчислений от капиталовложений для i-го элемента сети, %

Pэi – затраты на эксплуатацию от капиталовложений, %

Кi – капиталовложения в рассматриваемый элемент i  

- стоимость электроэнергии

 Wi – годовые потери энергии в рассматриваемом элементе

Рнб – потери мощности в линии, соответствующие наибольшей нагрузке

нб – годовое число часов использования наибольшей нагрузки

, где

m – число участков линии

Sнбк – наибольшая полная мощность на участке к

r0 – активное сопротивление к-го участка

Uн – номинальное напряжение линии

Годовые издержки в трансформаторах определяются

n – число параллельно работающих трансформаторов на подстанции;

 Pст – потеря активной мощности в стали трансформатора;

 Pмн - потеря активной мощности в меди обмоток трансформатора при номинальной нагрузке

t – время, в течение которого трансформатор находится под напряжением;t = 8760ч.

Sнб – наибольшая полная мощность, преобразуемая трансформаторами подстанции

Sн – номинальная мощность одного трансформатора

n – число параллельно работающих трансформаторов на подстанции;

 Pст – потеря активной мощности в стали трансформатора;

 Pмн - потеря активной мощности в меди обмоток трансформатора при номинальной нагрузке

t – время, в течение которого трансформатор находится под напряжением;6400ч.

Sнб – наибольшая полная мощность , преобразуемая трансформаторами подстанции;

Sн – номинальная мощность одного трансформатора

параметры: Ра + Pэ

для КБУ: 7,7 %

для поселка: 7,7 %

для мастерских: 6,3 %

для ТП: 9,4 %

                                            

Параметры

Для КБУ:

Провод А – 25, 4-й климатический район, L=72+37+53+50=212м.

Для посёлка:

Провод А – 35,  4-й климатический район, L=452м.

Для мастерских:

Кабель ААБ-70,категория грунта – 3, L=680м

Для ТП:

=13300 руб,

β=99 коп/кВт*ч

4.1.Ежегодные издержки производства по посёлку:

Для провода А – 35

4.2.  Ежегодные издержки производства по мастерским:

Для кабеля ААБ – 70

4.3. Ежегодные издержки производства по КБУ:

    Провод А – 25

   

   

  1,402 кВт.

4.4.Трансформаторный пункт

В п.1.4. было выбрано 2 трансформатора по 160 кВА.

Годовые потери электрической энергии в трнсформаторах:

ч;   n=2;   S=160кВА.

кВА

=1805,58ч

кВт

кВт

кВт*ч

руб

4.5.Себестоимость передачи энергии

кВт

кВт*ч

5.Выбор сечения проводов линии 110 кВ

Сечение проводов ВЛ-110 кВ выбирается по экономической плотности тока.

5.1.Нагрузка трансформаторов понижающей подстанции

   

             110кВ

                

                       

       

    

                                                                                        Рр

cos(р) = 0,785;   tg(р) = 0789;    Рр = 44000 кВт

квар

кВА

5.2.Потери мощности в трансформаторах понижающей подстанции.

5.2.1.Потери активной мощности.

На подстанции установлены трансформаторы S=25МВА

 n=2;   кВт;   кВт

кВт

5.2.2.Потери реактивной мощности.

%    %

квар

5.3.нагрузка в конце линии 110 кВ.

кВт        квар

кВА

5.4.Расчет сечения проводов 110 кВ.

Для числа часов использования наибольшей мощности районными потребителями Тнб = 7850ч/год экономическая плотность тока составляет 1 А/мм

 

Выбираем провод АС – 185.

Проверка выбранного сечения по нагреву:

А

А

<,т.е. 331,214<515

Для линии 110 кВ принимаем провод марки АС – 185.

6.Определение возможности обеспечения желаемого уровня напряжения на шинах понижающей районной  подстанции с помощью РПН.

6.1.Схема замещения питающей сети и её параметры.

 

 

6.1.1.Активное сопротивление трансформаторов

          Для трансформаторов с РПН, присоединенных к ВЛ-110 кВ, номинальное напряжение первичной обмотки равно 115 кВ.

Ом

6.1.2. Реактивное сопротивление трансформаторов

Ом

=1,2696Ом        

==27,8Ом

6.1.3.Сопротивление линии.

L – длина линии.

Ом/км    Ом/км    L=75 км

D=4 м - расстояние между проводами.

=2,9 см/км

см

6.2. Определение напряжения на вторичной стороне понижающего трансформатора в режиме максимальной нагрузки.

 6.2.1. Потери мощности в ветви намагничивания трансформатора

n=2;    кВт;  %

6.2.2. Мощность, подводимая к первичной обмотке понижающего трансформатора, без учета мощности,ротекающей по ветви намагничивания.

=45841,545+j43368,742-60-j350=45781,545+j43018,742

=62821,668кВА

6.2.3. Мощность в конце линии с учетом половины ее зарядной емкостной мощности.

квар

=45841,545+j43368,742-j2631,75=85841,545+j40736,992кВА

6.2.4. Потери мощности

Потери активной мощности в линии

Потери реактивной мощности в линии

Потери полной мощности

6.2.5. Мощность в начале линии с учетом потерь мощности в ней

6.2.6. Мощность потребляемая от вторичной обмотки повышающего трансформатора.

кВА

кВА

6.2.7.Потери мощности в меди повышающего трансформатора

6.2.8. Мощность, подводимая к первичной обмотке повышающего трансформатора, без учета потерь мощности в ветви намагничивания.

6.2.9.Приведенное напряжение на генераторных шинах к напряжению его вторичной обмотки через номинальный коэффициент трансформации повышающего трансформатора.

кВ

кВ

кВ

6.2.10.Напряжение в начале линии.

=112.921-j10.215

113.38 кВ

6.2.11. Напряжение на первичной стороне понижающего трансформатора.

кВ

=105,247кВ

6.2.12.Напряжение на вторичной ветви понижающего трансформатора,приведённое к высокой стороне.

кВ

95,86 кВ

6.2.13. Напряжение на вторичной стороне понижающих трансформаторов районной подстанции, приведенное к напряжению его первичной обмотки в режиме минимальной нагрузки.

6.2.14.Определение номинального коэффициента трансформации понижающего трансформатора.

                                  

6.2.15. Желаемый коэффициент трансформации понижающего трансформатора

ПУЭ предписывает в режиме максимальной нагрузки в начале линии иметь напряжение на 5% выше номинального напряжения линии, а в режиме минимальной нагрузки должно равняться напряжению в линии.

 а)в режиме максимальной нагрузки

 б)в режиме минимальной нагрузки

6.2.16. Подбор возможного регулировочного ответвления трансформатора, обеспечивающее на вторичной стороне трансформаторов напряжение, наибольшее близкое к желаемому.

%

%

6.2.17.Возможное регулировочное ответвление.

    - 7 ответвлений

%

- 3 ответвления


%

6.2.18. Определение действительного коэффициента трансформации понизительного трансформатора.

   

6.2.19.Определение действительного уровня напряжения на вторичной стороне   понижающих трансформаторов районной подстанции

кВ

Вывод: с помощью РПН можно обеспечить желаемый уровень напряжения на вторичной стороне понижающих трансформаторов.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

6425. Онтология спорта и физического воспитания как феноменов экзистенциалистской культуры 93 KB
  Онтология спорта и физического воспитания как феноменов экзистенциалистской культуры Постановка проблемы. В первую очередь следует отметить, что историографический анализ спорта обнаруживает проблему, которая при всем эпохальном разнообразии ее реше...
6426. Сборник статей профессора Р. Л. Лившица 381 KB
  Край восхода на закате 1991: четыре пятилетки Ельцина–Путина К чему привела власть рынка на российском Дальнем Востоке Дальний Восток России - гигантский регион, имеющий огромное значение для нашей страны. С одной стороны, на его...
6427. Печатная электроника для дешевых электронных систем. Состояние технологии и развитие оборудования. 21.59 KB
  Печатная электроника для дешевых электронных систем. Состояние технологии и развитие оборудования. Аннотация. В последние годы печать стала сильно интересна как метод получения дешевых и массовых электронных систем. Печать допускает использование це...
6428. РЕАБИЛИТАЦИЯ ЖЕРТВ ПРЕСТУПЛЕНИЙ КАК ПРАВОВАЯ ПРОБЛЕМА 22.21 KB
  Статья посвящена анализу правового института реабилитации в уголовном процессе Российской Федерации, а также кругу участников судопроизводства, которые, по мнению автора, должны обладать правом н...
6429. Зигмунд Фрейд. Влечения и их судьба 116 KB
  З. Фрейд. Влечения и их судьба Нам часто приходилось слышать, что наука должна строиться на основании ясных и точно определенных исходных положений. В действительности никакая, даже самая точная, наука не начинает с таких определений. Настоящее нача...
6430. Проблема обучения и умственного развития в школьном возрасте 118.5 KB
  Проблема обучения и умственного развития в школьном возрасте Вопрос об отношении обучения и развития ребенка в школьном возрасте представляет собой самый центральный и основной вопрос, без которого проблемы педагогической психологии и педагогическог...
6431. Манипулятивные технологии в системе массовых коммуникаций 167.5 KB
  Манипулятивные технологии в системе массовых коммуникаций. Введение. Определение манипуляции. Признаки манипуляции. Психология манипуляции. Манипуляция на уровне психических процессов. Манипуляция на уровне психологиче...
6432. Проверка гипотезы совпадения экспериментального закона с теоретическим по критерию Колмогорова 25.47 KB
  Проверка гипотезы совпадения экспериментального закона с теоретическим по критерию Колмогорова Этапы задания и результаты их реализации. Задание 1. Разобраться в теоретическом материале Задание 2. Проверить с помощью критерия Колмогорова, подч...
6433. Новейшая история стран Латинской Америки 2.19 MB
  Предисловие Проблемы новейшей истории стран Латинской Америки занимают видное место в отечественной исторической науке. Начиная с 50-х годов было опубликовано много работ по тем или иным вопросам истории региона и отдельных латиноамерикански...