|
Читайте также: |
АКл'зп=ГперЛГлэп-10 2 =220-4,3-Ю"2 =9,46 кВ.
Ответ:
ВЛ — А-3 х (3 х 120), /доп = 3 х 375 A; Lnэи = 100 км; Д5ЛЭП = 2 МВ-А; АУюп - 4,3 %.
Таблица 1.2./. Индивидуальные задания для РПЗ-2,3
|
Продолжение табл. 1.2.1
|
1.3. РПЗ-З. Расчет и выбор трансформаторов (автотрансформаторов) на узловой распределительной подстанции
Методика расчета
• Составляется структурная схема узловой распределительной подстанции (УРГТ) и наносятся известные значения напряжения и полной мощности.
• При наличии двух подключенных к распределительному устройству трансформаторов (автотрансформаторов) выполняется условие
где Sup — максимальная проходная мощность, МВ-А.
• Выбранные AT проверяются на допустимость режима, т. е. обмотка НН не должна перегружаться.
Условие
где &,„„ — типовая мощность AT, MBA; Кпыг — коэффициент выгодности AT; бат — номинальная мощность выбранного AT; Лат — количество AT, подключенных к нагрузке НН; ^потр — нагрузка на НН, MB А.
к -1 1
лт(вн сн»
где Кт(вн сн) — коэффициент трансформации AT,
| К |
К
_ г вн
Т(ВН-СН) ~~ Г/ 5
ксн
где Увн> Усн — значения напряжения на обмотках ВН, СН, кВ.
• Определяется баланс мощностей по УРП:
где 5ЭИС — мощность, связанная с ЭНС, MB А; £лэп — мощность, приходящая от ЭС, MB А; Si, S2 — мощности потребителей, MB А.
Если результат получается зо знаком «плюс», то избыток приходящей от ЭС мощности отдается ЭНС, если со знаком «минус», то недостаток мощности берется из ЭНС
• Определяется К{.
Y — М-Р • V — м Р
*ЛТ) «аА' ХТ) _ «А ■
В ответе записывается: — число и условное обозначение Т и AT;
— коэффициенты загрузки;
F, = 35 кВ
Рис. 1.3.1. Структурная схема УРП
|
— результат баланса мощностей по УРП (5ЭНС).
Пример
Дано:
Япп = 137 МВ-А (из РПЗ-2)
У„„ = 220 кВ (из РПЗ-2)
Kjhc=110kB
Р\ = 30 МВт
V\ = 35 кВ
cos ф! = 0,9
Р2 = 50 МВт
V2= 10 кВ
cos ф2 = 0,85
Требуется:
• составить структурную схему УРП;
• рассчитать и выбрать трансформаторы;
• проверить AT на допустимость режима работы.
Решение:
• Составляется структурная схема УРП для согласования четырех различных
напряжений (рис. 1.3.1), наносятся необходимые данные.
| 5,= |
| 2 _ |
• Определяются полные мощности потребителей
= 1^ = 33,3 МВ-А; соБф, 0,9
= 58,8 МВ-А.
cos<p2 0,85
Определяются расчетные мощности трансформаторов и автотрансформаторов по наибольшему значению:
S„ > Ssr.p = 0,7£Лэп = 0,7 ■ 137 = 95,9 МВ-А; ST > Sr.p = 0,75*2 = 0,7 • 58.8 = 41,2 МВ-А.
По таблицам А.З и А.4 выбираются трансформаторы и автотрансформаторы, определяются К*.
2 х АТДЦТН 125000-220/110/35
Квн = 230 кВ Vqh = ПОкВ Кн = 38,5 кВ АРХХ = 65 кВт
АРкз(вн-сн)= 315 кВт, «ю(В11-сн) = 11 % АРкз(ви-нн) = 280 кВт, м^вн-нн) = 45 % АРкз(сн-нн) = 275 кВт, и^сн-нн) = 28 % /хх = 0,4%
2 х ТРДН 63000-110/10
Кв„=115кВ
10,5-10,5 кВ АРхх = 50 кВт АРКз = 245 кВт ию = 10,5 % I'vx = 0,5 %
__ фат _ 137 __ p. ff. *AT>-lh[eS„ "2Л25''
• Проверяются AT на допустимость режима работы согласно условию
(2 • 62,5 МВ-А^тип > Si(33,3 МВ-А); £шп = АГвыАг = 0,5 - 125 = 62,5 МВ-А;
Квыг =l~-jp---------- = = 0,5;
т(ВН-СН) Z
к _^вн__220_9
т(ВН-СН) ~ у ~110 Усн ни
Условие выполняется даже в случае работы на потребителя только одного AT.
• Определяется баланс мощностей по УРП:
с = Ялэп - Si - S2 = 137 - 33,3 - 58,8 = 44,9 МВ-А.
Положительное значение ^энс означает, что ЭС обеспечивает потребителей ЭЭ полностью и 44,9 МВ-А отдается в ЭНС.
Ответ: На УРП установлены:
2 х АТДЦТН-125000220/110/35, К3{АТ) = 0,55;
2 х ТРДН-63000/110/10, Кз{т) - 0,47; & не = 44,9 МВ-А.
Примечания.
1. Принять хо = 0,4 Ом/км.
2. Согласовываются классы напряжений:
для трансформаторов: 500/35, 20, 15 кВ, 330/20, 10 кВ, 220/20, 10, 6 кВ, 110/35, 20,10,6 кВ;
для автотрансформаторов: 500/110/35, 10, 330/110/35, 10, 6, 220/110/35, 10, 6.
3-2533
1.4. РПЗ-4. Расчет потерь мощности и электроэнергии в трансформаторе
Методика расчета
• Общую величину потерь (АРТ) активной мощности (кВт) в трансформаторе определяют по формуле
АР, =&Р„ +АРивК;,
где АРСТ — потери в стали, кВт; при Кном от нагрузки не зависят, а зависят только от мощности трансформатора;
ДРоб — потери в обмотках, кВт; при номинальной нагрузке трансформатора зависят от нагрузки
АРо6 * АРКЗ (потери КЗ, кВт); АРСГ «ЛРХХ;
К3 — коэффициент загрузки трансформатора, отн. ед. Это отношение фактической нагрузки трансформатора к его номинальной мощности:
|
• Общую величину потерь (AQT) реактивной мощности (квар) в трансформаторе определяют по формуле
AQr=AQcr+AQpacK^
где AQCT — потери реактивной мощности на намагничивание, квар. Намагничивающая мощность не зависит от нагрузки,
AQcr ~ ixxSin '10;
А£?рас — потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке,
_2
AQpac ~ ^кз^н.т 'Ю J
ixx — ток холостого хода трансформатора, %;
икз — напряжение короткого замыкания, %;
S„ T — номинальная мощность трансформатора, кВ А.
Значения АРХХ1 АР0б, *хх, Мкз берут по данным каталогов для конкретного трансформатора.
• На основании потерь мощности можно определить потери электроэнергии. Для определения потерь электроэнергии применяют метод, основанный на понятиях времени использования потерь (т) и времени использования максимальной нагрузки (Гм). Время максимальных потерь (т) — условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий непрерывно, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии за год.
Время использования максимума нагрузки (Гч) — условное число часов, в течение которых работа с максимальной нагрузкой передает за год столько энергии, сколько при работе по действительному графику.
Рис. 1.4.1. График зависимости т = F(cos(p, Тм)
|
• Общая потеря активной энергии (кВт ■ ч) в трансформаторе определяется по формуле
AWaT =AWct+AJVoG =APcrt + APa6K^.
• Общая потеря реактивной энергии (квар -ч) в трансформаторе определяется по формуле
Л^р, «^(«xxZ+n^Tj.lO-2.
Пример
Дано:
Трансформатор — ЭС-Бл. ТД 80000-220/10,5 АРХХ = 79 кВт АРКЗ ~ 315 кВт
Икз=11 %
ixx= 0,45 % А:з = 0,99 cos ср = 0,8 Тм = 5000 ч / = 5500 ч
Требуется:
• определить потери мощности за год (АРТ, AQr, AS,);
• определить потери энергии за год (Л Wai, A Wv т, A WT).
Решение:
• Определяются потери активной мощности в трансформаторе
АР, = АРС1 + АРобК% = 79 + 3 1 5-0,992 = 387,7 кВт» 3,9 • 102 кВт;
АРСТ * АРХХ =79 кВт; ДРо6«АРкз-315 кВт.
• Определяются потери реактивной мощности в трансформаторе
AQT=AQ^+AQpacK2 =3,6-102 +88-Ю2 -0,992 -89,9-Ю2 квар; Абст ~ кА.т ■ 102 = 0,45• 80000-10"2 =360 квар; Afipac *"кз^н.т■ 10"2 = 11 ■ 800004О"2 = 88-Ю2 квар.
• Определяются полные потери мощности в трансформаторе
AST =д/ЛРт2+Да2 =V(3,9-Ю2)2+ (89,9-Ю2)2 =90,МО2 кВ-А.
• Определяются потери активной энергии в трансформаторе
=AWCT + AWo6 =АР^ + АРо6К'т = = АРХХГ4-АРК3^32Т = 79-5500+315-0,99-3500 = 1,5-106 кВт*ч.
По графику рис. 1.4.1 определяется
т = F(cos<p, Гм) = F(0,8; 5000) = 3500 ч.
• Определяются потери реактивной энергии в трансформаторе
= SH,T(ixxt+uiaK*T)-\Qr2 - = 80000-(0,45-5500+11-0,992-3500)-10"2 =32,2-Ю6 квар-ч.
• Определяются полные потери энергии в трансформаторе
AWT=yjAW?.T + AW*T = V&5-106)2 +(32,2-106)2 =34,5-Ю6 кВ-А-ч.
Ответ: Годовые потери в блочном трансформаторе электростанции: АРТ= 3,9 - Ю2 кВт; AWm = 1,5 106 кВт-ч;
AQT = 89,9-102 кВт; AW^ = 32,2-106 квар-час;
ASr = 90,1 • Ю2 кВ-А; AWT - 34,5• 106 кВ-А-час.
Таблица 1.4. L Индивидуальные задания для РПЗ-4
|
Продолжение табл. 1.4.1
|
1.5. РПЗ-5. Расчет электрических нагрузок цеха. Выбор числа и мощности питающих трансформаторов
Методика расчета Метод коэффициента максимума (упорядоченных диаграмм)
Это основной метод расчета электрических нагрузок, который сводится к определению максимальных (.Рм, QM, SM) расчетных нагрузок группы электроприемников.
К = КЫРШ; QM = K'MQCM; SM = ylP*
где Рм — максимальная активная нагрузка, кВт; QM — максимальная реактивная нагрузка, квар;
— максимальная полная нагрузка, кВ А; Км — коэффициент максимума активной нагрузки; К'м — коэффициент максимума реактивной нагрузки; Рем — средняя активная мощность за наиболее нагруженную смену, кВт; С?см — средняя реактивная мощность за наиболее нагруженную смену, квар.
РСМ=КА & M=^Mtg(p,
где К„ — коэффициент использования электроприемников, определяется на основании опыта эксплуатации по таблице 1.5.1;
Рн — номинальная активная групповая мощность, приведенная к длительному режиму, без учета резервных электроприемников, кВт; tg ф — коэффициент реактивной мощности;
Км - F(Ku, пэ) определяется по таблицам (графикам) (см. табл. 1.5.3), а при отсутствии их может быть вычислен по формуле
у}пэ V и.ср
где /?э — эффективное число электроприемников;
Кн ср — средний коэффициент использования группы электроприемников,
Р
К — СМ £ Ли ср р» н S
где Рсм.ь — суммы активных мощностей за смену и номинальных в группе электроприемников, кВт;
пэ = F(n, т, АГ„.ср, Рн) может быть определено по упрощенным вариантам (таблица 1.5.2), где п — фактическое число электроприемников в группе; т — показатель силовой сборки в группе,
где Ян.нб, Л.™ — номинальные приведенные к длительному режиму активные мощности электроприемников наибольшего и наименьшего в группе, кВт.
В соответствии с практикой проектирования принимается KfM-1,1 при щ 10; К'ы= 1 прилэ> 10.
Приведение мощностей 3-фазных электроприемников к длительному режиму
Р, = РП — для электроприемников ДР; Рн = PnVnB — для электроприемников ПКР; Рн = 5П cosq)VnB — для сварочных трансформаторов ПКР; Рн = Sn cos(p — для трансформаторов ДР, где Р„, Рн — приведенная и паспортная активная мощность, кВт; 5П — полная паспортная мощность, кВ-А; ПВ — продолжительность включения, отн. ед.
Приведение 1-фазных нагрузок к условной 3-фазной мощности
Нагрузки распределяются по фазам с наибольшей равномерностью и определяется величина неравномерности (Н)
ф.нм
где Рф нб, Рф нм — мощность наиболее и наименее загруженной фазы, кВт. При Н > 15 % и включении на фазное напряжение
р(3)_ WI) ry ~-^м.ф'
где Ру(3) — условная 3-фазная мощность (приведенная), кВт; — мощность наиболее загруженной фазы, кВт. При Н > 15 % и включении на линейное напряжение
= л/ЗР^ — для одного электроприемника; р(3) = — для нескольких электроприемников.
При Н ^ 15 % расчет ведется как для 3-фазных нагрузок (сумма всех 1-фазных нагрузок).
Примечание. Расчет электроприемников ПКР производится после приведения к длительному режиму.
Определение потерь мощности в трансформаторе
Приближенно потери мощности в трансформаторе учитываются в соответствии с соотношениями
ДР = 0,02£нн; Ag = 0,LSHH;
AS = y]AP2 + AQ2\ Sbh — $нн + AS.
Определение мощности наиболее загруженной фазы
• При включении на линейное напряжение нагрузки отдельных фаз однофазных электроприемников определяются как полусуммы двух плеч, прилегающих к данной фазе (рис. 1.5.1).
| р | _рас | |
| га | ||
| р | _Р ав | |
| гв | ||
| р | р _ гвс | |
| гс |
Из полученных результатов выбирается наибольшее значение.
|
Рис. 1.5.1. Схема включения 1-фазных нагрузок на линейное напряжение
• При включении 1-фазных нагрузок на фазное напряжение нагрузка каждой фазы определяется суммой всех подключенных нагрузок на эту фазу (рис. 1.5.2).
А
Ра
Рис. 1.5.2. Схема включения I-фазных нагрузок на фазное напряжение
|
Таблица 1.5.1. Рекомендуемые значения коэффициентов
|
Продолжение табл. 1.5.1
|
Таблица 1.5.2. Упрощенные варианты определения пэ
|
Примечание. В таблице 1.5.2:
К3 — коэффициент загрузки — это отношение фактической потребляемой активной мощности (Рф) к номинальной активной мощности (Рн) электроприемника;
4-2533
п* — относительное число эффективных электроприемников определяется по таблице 1.5.4; щ — число электроприемников с единичной мощностью больше или равной 0,5РННб; п — относительное число наибольших по мощности электроприемников; р* — относительная мощность наибольших по мощности электроприемников.
Таблица 1.5.3. Зависимость Км — F(n3, К„)
|
Дата добавления: 2015-07-19; просмотров: 71 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 1 страница | | | ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 3 страница |