Компенсація реактивної потужності

Курсова робота На тему Компенсація реактивної потужності

Вступ реактивний потужність компенсація Асинхронні електродвигуни, флуоресцентні лампи, індукційні печі, силові, зварювальні і інші спеціальні трансформатори, зварювальні автомати для дугового зварювання на змінному струмі або зварювання контактним опором, котушки контакторів і реле, лінії електропередач споживають разом з активною і реактивну потужність. Реактивна потужність затрачається на створення змінних електромагнітних полів. Як відомо, чим більша реактивна потужність при постійній активній, тим нижче коефіцієнт потужності. При зниженні коефіцієнта потужності споживачів (при незмінній активній потужності) внаслідок зростання реактивного струму збільшуються втрати електроенергії в мережах, трансформаторах і генераторах. При значному зниженні значення коефіцієнта потужності трансформатори та генератори виявляються настільки завантаженими реактивними струмами, що подальше отримання від них активної потужності стає нереальним. Крім того, при зниженні коефіцієнта потужності збільшуються і втрати напруги в мережах і практично всі показники якості електроенергії за напругою залежать від обсягів споживання реактивної потужності промисловими установками.

Основними споживачами реактивної потужності на промислових підприємствах є: асинхронні двигуни — 45−65%; електропечі - 8%; напівпровідникові перетворювачі та повітряні електричні лінії - 10%; трансформатори всіх ступенів трансформації - 20−25%.

Компенсація реактивної потужності за допомогою встановлення БСК на шинах підстанцій першочергово призначена для забезпечення відповідної якості електроенергії за рівнем напруги, а також для зменшення втрат потужності в елементах мережі.

Завдання курсової роботи У відповідності до даних варіанту завдання, для наведеної нижче (рисунок 1) схеми електричної мережі:

1. — Визначити параметри повітряних ліній;

2. — Вибрати потужність трансформаторів районної підстанції (РП) та визначити їх параметри;

3. — Для кожної з підстанцій побудувати добові графіки навантаження P (t) і Q (t) для зимового та літнього в і менованих одиницях;

4. — Побудувати добові графіки сумарного навантаження для зимового та літнього періодів в іменованих одиницях;

5. — Побудувати річний графік за тривалістю S (t), здійснити його апроксимацію та визначити його показники;

6. — Визначити координати максимального та мінімального режимів для мережі традиційним методом;

7. — На основі аналізу результатів розрахунку прийняти рішення стосовно оптимізації режиму за критерієм закупівлі з мережі

110 кВ лише активної потужності шляхом встановлення БСК на шинах ВН ПС 35 кВ;

8. — Визначити координати максимального та мінімального режимів для мережі з БСК традиційним методом;

9. — Побудувати апроксимовані графіки за тривалістю для мережі з БСК та без та визначити оптимальний час роботи БСК;

Рисунок 1 — схема електричної мережі

1. Визначення параметрів повітряних ліній реактивний потужність компенсація Розрахунок параметрів ліній виконуємо за наступними формулами:

Де R_0i, Х_0і, B_0і відповідно погонні параметри проводів і-ї лінії, L_і — її довжина в кілометрах. Результати розрахунків наведені в таблиці 1.

Таблиця 1 — параметри ЛЕП

2. Вибір трансформаторів районної ПС Вихідні дані для вибору трансформаторів наведені в таблиці 2, P_{mах і} — максимальна потужність навантаження підстанції в мегаватах.

Таблиця 2 — потужності ПС

= 4+4+4+2+4 =18 МВТ;

P_т? 0,7· P_? = 12,6 МВТ;

Вибираємо трансформатори типу:

ТДН 16 000/110

U_вн = 115 кВ;

U_сн = 34,5 кВ

U_нн = 11 кВ;

X_вн = 225,7 Ом;

X_cн = 0 Ом;

X_нн = 131,2 Ом;

R_вн = R_сн = R_нн = 5 Ом;

G_т = 1,74 мкСм;B_т = 12,1 мкСм;

S_т = 16 МВТ;

Таблиця 3 — характеристики типів навантажень у відносних одиницях (відсотках)

3. Добові графіки навантаження підстанцій Для побудови добових графіків в іменованих одиницях, необхідно визначити для кожного відрізку часу (одна година) реальне значення потужності в мегаватах (мегаварах) через їх відсоткове значення від максимальної потужності навантаження ПС. Для зимових діб (162):

P_i = P_i[%]· P_мaxi[МВТ]; Q_i = Q_i[%]· Q_мaxi[МВАр];

Для літніх діб (203):

P_i = P_i[%]· P_мaxi[МВТ]·k_н; Q_i = Q_i[%]· Q_мaxi[МВАр]·k_н;

k_н = 0,651;

В розрахунках прийнято Q_мaxi = P_мaxi тобто для навантаження tg (ц)=1.

Відсоткові значення потужностей для кожного типу навантаження наведені в таблиці 3, а максимальні навантаження та тип навантаження для кожної підстанції в міні-таблиці 2. Числові значення для побудови графіків наведені в таблиці 4 — для зимових днів та в таблиці 5 — для літніх. Графіки для зимових днів наведені на рисунку 2, а для літніх на рисунку 3.

4. Добові графікі сумарного навантаження Для побудови добових графіків сумарного навантаження необхідно для кожного відрізку часу (одна година) визначити суму потужностей навантаження всіх підстанцій для цього відрізку часу.

Для зимових та літніх діб окремо:

P_i = P_пс1i+ P_пс2i+ P_пс3i+ P_пс4i+ P_пс5i

Q_i = Q_пс1i+ Q_пс2i+ Q_пс3i+ Q_пс4i+ Q_пс5i;

Числові значення для побудови графіків наведені в таблиці 6 — для зимових днів та в таблиці 7 — для літніх. Графіки повного навантаження для зимових та літніх днів наведені на рисунку 4.

Таблиця 4 — числові значення для побудови добових грфіків навантаження ПС для зимових діб Таблиця 5 — числові значення для побудови добових грфіків навантаження ПС для літніх діб

Рисунок 2 — добові графіки навантаження підстанцій для зими

Рисунок 3 — добові графіки навантаження підстанцій для літа

Рисунок 4 — добові графіки повного навантаження для зими та для літа

5. Річний графік за тривалістю Річний графік за тривалістю будуєтся на основі добових графіків навантаження і кількості зимових та літніх днів. Оскільки для добових графіків вісі відрізки часу однакові - одна година, то для всіх потужностей зимового графіку час? t_i в годинах рівний кількості зимових діб (162), а для потужностей літнього графіка — кількості літніх (203); Дані для побудови річного графіка за навантаженням наведені у таблиці 8, а сам графік за тривалістю наведений на рисунку 5.

Показники річного графіказа тривалістю:

W_р = = 150 987 МВА· год; де? t_i = t_i — t_i-1;

S_сер = Wр/8760 = 150 987/8760 = 17,236 МВА; (tg (ц)=1)

K_нр = S_сер/S_max = 17,236/24,81 = 0,69 472;

Т_макс = W_р/ S_max' = 150 987/ 25,46 = 5930 год;

Апроксимацію графіка здійснимо за максимальним та мінімальним навантаженнями:

S_мах = 24,81 МВА;

S_мін = 10,83 МВА;

?S = (S_мах— S_мін)/47 = (24,81- 10,83)/47 = 0,29 735 МВА ;

S₀ = S_мах = 24,81 МВА;;

S_i = S_i-1 — ?S;

?t = 8760/48 = 182,5 год;

Числові дані для побудови апроксимованого графіка за тривалістю наведені в таблиці 9, а апроксимований графік на рисунку 6.

Таблиця 8 — числові дані для побудови річного графіка за тривалістю Рисунок 5 — річний графік за тривалістю

W_р = 150 987 МВА· год

S_сер = 17,236 МВА

S_max = 24,81 МВА

K_нр = 0,69 472

Т_макс = 5930 год Таблиця 9 — числові дані для побудови апроксимованого річного графіка за тривалістю Рисунок 6- апроксимований річний графік за тривалістю

6. Визначення координат режимів системи Для здійснення аналізу режиму з метою вибору БСК достатньо визначити перетоки потужності в мережі 35 кВ та врахувати втрати в її елементах, без повторного визначення координат режиму, для лінії 7 та трансформаторів підстанції передавану потужність приймемо рівну сумі втрат в мережі 35 кВ та повного навантаження підстанцій. На етапі проектування також можемо знахтувати активними опорами елементів при визначенні потокорозподілу.

Визначаємо перетоки потужності для максимального режиму традиційним методом:

P_рп-пс5 = (P_пс5· (X_л5+ X_л4+ X_л3+ X_л2+ X_л1)+ P_пс4· (X_л4+ X_л3+ X_л2+ X_л1)+ P_пс3· (X_л3+ X_л2+ X_л1)+ P_пс2· (X_л2+ X_л1)+ P_пс1· (X_л1)) / (X_л6+X_л5+ X_л4+ X_л3+ X_л2+ X_л1)= (4· (17,08)+ 2· (12,45)+ 4· (8,65)+ 4· (4,92)+ 4· (2,44)) / 22,86 = 6,879 МВт;

P_рп-пс1 = (P_пс1· (X_л6+ X_л5+ X_л4+ X_л3+ X_л2)+ P_пс2· (X_л6+ X_л5+ X_л4+ X_л3)+ P_пс3· (X_л6+ X_л5+ X_л4)+ + P_пс4· (X_л6+ X_л5)+ P_пс5· (X_л6)) / (X_л6+X_л5+ X_л4+ X_л3+ X_л2+ X_л1)=(4· (20,43)+ 4· (17,95)+ 4· (14,22)+ 2· (10,42)+ 4· (5,78)) / 22,86 = 11,126 МВт;

P_пс5-пс4 = P_рп-пс5— P_пс5 = 6,879 — 4 = 2,879 МВт;

P_пс4-пс3 = P_пс5-пс4-P_пс4 = 2,879 — 2 = 0,879 МВт;

P_пс1-пс2 = P_рп-пс1— P_пс1 = 11,126 — 4 = 7,126 МВт;

P_пс2-пс3 = P_пс1-пс2-P_пс2 = 7,126 — 4 = 3,126 МВт;

P_пс4-пс3 + P_пс2-пс3 = 0,879 + 3,126 = 4 МВт = P_пс3;

Оскільки tg (ц)=1 то розподіл реактивної потужності аналогічний розподілу активної:

Q_рп-пс5 = 6,879 МВАр;

Q_рп-пс1= 11,126 МВАр;

Q_пс5-пс4 = 2,879 МВАр;

Q_пс4-пс3 = 0,879 МВАр;

Q_пс1-пс2 = 7,126 МВАр;

Q_пс2-пс3 = 3,126 МВАр;

S_рп-пс5 = 9,728 МВА;

S_рп-пс1= 15,734 МВА;

S_пс5-пс4 = 4,072 МВА;

S_пс4-пс3 = 1,243 МВА;

S_пс1-пс2 = 10,078 МВА;

S_пс2-пс3 = 4,421 МВА початку знаходимо модуль струму в лініях мережі 35 кВ:

I_рп-пс5 = S_рп-пс5/(35) = 9,728/60,62 = 160,47 A;

I_рп-пс1= 259,551 А;

I_пс5-пс4 = 67,173 А;

I_пс4-пс3 = 20,504 А;

I_пс1-пс2 = 166,248 А;

I_пс2-пс3 = 72,929 А;

Визначаємо втрати потужності в лініях:

_?P_рп-пс5 = I²_рп-пс5 · R₆ = 160,47² · 2,27 = 0,58 453 МВт;

_?P_рп-пс1 = I²_рп-пс1 · R₁= 259,551² · 1,19 = 0,80 166 МВт;

_?P_пс5-пс4 = I²_пс5-пс4 · R₅ = 67,173² · 3,36 = 0,15 161 МВт;

_?P_пс4-пс3 = I²_пс4-пс3 · R₄ = 20,504² · 2,75 = 0,116 МВт;

_?P_пс1-пс2 = I²_пс1-пс2 · R₂ = 166,248² · 0,97 =0,26 809 МВт ;

_?P_пс2-пс3 = I²_пс2-пс3 · R₃ = 72,929² · 2,24 = 0,11 913 МВт;

_?P_?35 = 0,193 662 МВТ;

_?Q_рп-пс5 = I²_рп-пс5 · X₆ = 160,47² · 5,78 = 0,148 838 МВАр;

_?Q_рп-пс1 = I²_рп-пс1 · X₁= 259,551² · 2,44 = 0,164 374 МВАр;

_?Q_пс5-пс4 = I²_пс5-пс4 · X₅ = 67,173² · 4,64 = 0,20 936 МВАр;

_?Q_пс4-пс3 = I²_пс4-пс3 · X₄ = 20,504² · 3,8 = 0,0016 МВАр;

_?Q_пс1-пс2 = I²_пс1-пс2 · X₂ = 166,248² · 2,48 =0,68 543 МВАр ;

_?Q_пс2-пс3 = I²_пс2-пс3 · X₃ = 72,929² · 3,73 = 0,19 838 МВАр;

_?Q_?35 = 0,424 129 МВАр;

Сумарна потужність, споживана мережею 35 кВ:

P_?35 = _?P_?35 + P_max = 0,193 662 + 18 = 18,193 662 МВт ;

Q_?35 = _?Q_?35 + Q_max = 0,424 129 + 18 = 18,424 129 МВАр ;

Втрати потужності в лінії Л7 та трансформаторах:

I_пс-рп = S_?35/(110) = 25,8932/190,5255 = 135,9 А;

_?P_пс-рп = I²_пс-рп · (R₇ + 0,5 · R_т) = 135,9² · 7,38 = 0,136 299 МВт;

_?Q_пс-рп = I²_пс-рп · (X₇ + 0,5· X_т) = 135,9² · 117,89 = 2,177 288 МВАр;

Втрати потужності в «поперечних» елементах:

_?P_рп = 110² · G_т · 2= 110 000² · 0,174 · 2 = 0,42 108 МВт;

_?Q_рп = 110² · B_т · 2= 110 000² · 0,121 · 2 = 0,292 820 МВАр;

_?Q'_пс-рп = 110² · B₇ = 110 000² · (0,405) = 0,49 005 МВАр;

Сумарна споживана мережею потужність:

_?P_?110 = _?P_пс-рп + _?P_рп = 0,136 299 + 0,42 108 = 0,178 407 МВт;

_?Q_?110 = _?Q_пс-рп + _?Q_рп — _?Q'_пс-рп = 1,980 058 МВАр;

P_?110 = P_?35 + _?P_?110 = 18,372 069 МВт ;

Q_?110 = Q_?35 + _?Q_?110 = 20,404 187 МВАр ;

S_?110 = 27,46 МВА; tg (ц)=1,11;

У вище наведених розрахунках напруга у всіх вузлах системи була прийнята рівна номінальній, але очевидно що за реальних умов її значення суттєво відрізняєтся. Це особливо важливо при виборі БСК, оскільки окрім забезпечення умови tg (ц)?0, не можна забувати про обмеження за напругою.

Оскільки в мережех до 220 кВ можна знехтувати поперечною складовою спаду напруги, визначеємо напруги у вузлах за спрощеними формулами:

U_{рп вн} = U_пс — (P_?110 · R₇ + Q_?110 · X₇)/U_пс = 111 — (18,372 069 · 2,38 + 20,404 187 · 5,04)/111 = 111 — 1,3 = 109,7 кВ;

U_рп нн = U_рп вн · 0,3 — ((P_?35 · 0,5 · R_т + Q_?35 · 0,5 · X_т)/U_рп вн) · 0,3 = 32,91 — ((18,193 662 · 5 + 18,424 129 · 112.85)/109,7) · 0,3 = 32,91 — 5,93 = 26,98 кВ;

U_пс1 = U_рп нн — _?U_рп-пс1 = 26,98 — 1,42 = 25,56 кВ;

U_пс2 = U_пс1— _?U_пс1-пс2 = 25,56 — 0,96 = 24,6 кВ;

U_пс5 = U_рп нн — _?U_рп-пс5 = 26,98 — 2,05 = 24,93 кВ;

U_пс4 = U_пс5 — _?U_пс5-пс4 = 24,93 — 0,92 = 24,01 кВ;

U_пс3 = U_пс2 — _?U_пс2-пс3 = 24,6 — 0,76 = 23,84 кВ;

U_пс3 = U_пс4 — _?U_пс4-пс3 = 24,01 — 0,24 = 23,77 кВ;

U_пс3сер = 23,8 кВ;

За аналогічним алгоритмом розраховуємо координати мінімального режиму, k_н = 0,651:

P_рп-пс5 = 4,478 МВт;I_рп-пс5 = 104,5 A; P_?35 = 11,844 073 МВт ;

P_рп-пс1= 7,243 МВт;I_рп-пс1= 168,95 А; Q_?35 = 11,994 108 МВАр ;

P_пс5-пс4 = 1,874 МВт;I_пс5-пс4 = 43,729 А; I_пс-рп = 88,4709 А;

P_пс4-пс3 = 0,572 МВт;I_пс4-пс3 = 13,348 А; _?P_пс-рп = 0,88 731 МВт;

P_пс1-пс2 = 4,639 МВт;I_пс1-пс2 = 108,227 А; _?Q_пс-рп = 1,417 445 МВАр;

P_пс2-пс3 = 2,035 МВт;I_пс2-пс3 = 47,477 А; _?Q'_пс-рп = 0,49 005 МВАр;

_?P_рп = 0,42 108 МВт;_?P_?110 = 0,130 839 МВт; P_?110 = 11,974 912 МВт ;

_?Q_рп = 0,292 820 МВАр; _?Q_?110 = 0,770 215 МВАр; Q_?110 = 12,764 323 МВАр ;

S_?110 = 17,50 218 МВА ;

U_рп вн = U_пс — (P_?110 · R₇ + Q_?110 · X₇)/U_пс = 111 — (11,974 912 · 2,38 + 12,764 323 · 5,04)/111 = 111 — 0,84 = 110,16 кВ;

U_рп нн = U_рп вн · 0,3 — ((P_?35 · 0,5 · R_т + Q_?35 · 0,5 · X_т)/U_рп вн) · 0,3 = 33,05 — ((11,844 073 · 5 + 11,994 108 · 112.85)/110,16) · 0,3 = 33,05 — 3,85 = 29,2 кВ;

U_пс1 = U_рп нн — _?U_рп-пс1 = 29,2 — 0,9 = 28,3 кВ;

U_пс2 = U_пс1 — _?U_пс1-пс2 = 28,3 — 0,57 = 27,73 кВ;

U_пс5 = U_рп нн — _?U_рп-пс5 = 29,2 — 1,23 = 27,97 кВ;

U_пс4 = U_пс5 — _?U_пс5-пс4 = 27,97 — 0,536 = 27,43 кВ;

U_пс3 = U_пс2 — _?U_пс2-пс3 = 27,73 — 0,24 = 27,49 кВ;

U_пс3 = U_пс4 — _?U_пс4-пс3 = 27,43 — 0,14 = 27,29кВ;

U_пс3сер = 27,39 кВ;

Для всіх вузлів мережі 35 кВ втрата напруги більша за 5% - мінімальне значення напруги складає 33,25 кВ, тому використання БСК є також необхідним і для забезпечення відповідного рівня напруги на шинах споживача, в даному випадку підстанцій мережі 35 кВ, як для максимального так і для мінімального режимів.

7. Вибір конденсаторних установок Згідно з результатами отриманими в пункті 6 загальна потужність встановлених батарей силових конденсаторів (БСК) повинна становити близько 20,5 МВАр. Розташування БСК вибираємо згідно втрат напруги підстанцій.

Вибираємо батареї конднсаторів на шинах підстанцій ПС2 та ПС3:

Тип конденсаторів: КС2−1,05−60;

встановлена потужність: 17,3 МВАр;

номінальна потужність при U=1: 11,2 МВАр;

паралельних віток: 4;

послідовних елементів у вітці: 24;

конденсаторів у батареї: 288.

8. Визначення координат режимів системи з БСК Розрахунок координат режимів для мережі з БСК здійснюємо аналогічно як в пункті 6.

При розрахунку мінімального режиму необхідно врахувати можливість відключення кількох паралельних віток БСК, з метою уникнення надлишкової генерації реактивної потужності і перенапруг у вузлах підстанцій. Оскільки вибрані батареї мають 4 паралельні вітки, їх потужність може змінюватися з кроком 25%. Оскільки на першому кроці ми приймаємо напруги у вузлах рівні номінальним, потужності БСК вважаємо сталими. Перетоки активної потужності залишаются незмінними, перераховуємо лише перетоки реактивної потужності та змінні втрати потужності:

Q_рп-пс5 = (Q_пс5· (X_л5+ X_л4+ X_л3+ X_л2+ X_л1)+ Q_пс4· (X_л4+ X_л3+ X_л2+ X_л1)+ Q_пс3· (X_л3+ X_л2+ X_л1)+ Q_пс2· (X_л2+ X_л1)+ Q_пс1· (X_л1)) / (X_л6+X_л5+ X_л4+ X_л3+ X_л2+ X_л1)= (4· (17,08)+ 2· (12,45)+ (- 7,2)· (8,65)+ (- 7,2)· (4,92)+4·(2,44)) / 22,86 = 0,323 МВАр;

Q_рп-пс1 = (Q_пс1· (X_л6+ X_л5+ X_л4+ X_л3+ X_л2)+ Q_пс2· (X_л6+ X_л5+ X_л4+ X_л3)+ Q_пс3· (X_л6+ X_л5+ X_л4)+ Q_пс4· (X_л6+ X_л5)+ Q_пс5· (X_л6)) / (X_л6+X_л5+ X_л4+ X_л3+ X_л2+ X_л1)= (4· (20,43)+ (- 7,2)· (17,95)+ (- 7,2)· (14,22)+ 2· (10,42)+ 4· (5,78)) / 22,86 = -4,634 МВт;

Q_пс5-пс4 = Q_рп-пс5 — Q_пс5 = 0,323 — 4 = -3,677 МВAp;

Q_пс4-пс3 = Q_пс5-пс4-Q_пс4 = -3,677 — 2 = -5,677 МВAp;

Q_пс1-пс2 = Q_рп-пс1 — Q_пс1 = -4,634 — 4 = -8,634 МВAp;

Q_пс2-пс3 = Q_пс1-пс2 — Q_пс2 = -8,634 + 7,2 = -1,434 МВAp;

Q_пс4-пс3 + Q_пс2-пс3 = -5,677 — 1,434 = -7,2 = Q_пс3;

P_рп-пс5 = 6,879 МВт; S_рп-пс5 = 6,887 МВА;

P_рп-пс1= 11,126 МВт;S_рп-пс1= 12,054 МВА;

P_пс5-пс4 = 2,879 МВт;S_пс5-пс4 = 4,67 МВА;

P_пс4-пс3 = 0,879 МВт; S_пс4-пс3 = 8,679 МВА;

P_пс1-пс2 = 7,126 МВт; S_пс1-пс2 = 11,2 МВА;

P_пс2-пс3 = 3,126 МВт; S_пс2-пс3 = 3,439 МВА;

I_рп-пс5 = S_рп-пс5/(35) = 6,887/60,62 = 113,6 A;

I_рп-пс1= 198,8 А;

I_пс5-пс4 = 77,03 А;

I_пс4-пс3 = 143,17 А;

I_пс1-пс2 = 184,75 А;

I_пс2-пс3 = 57,73 А;

_?P_рп-пс5 = I²_рп-пс5 · R₆ = 113,6² · 2,27 = 0,29 294 МВт;

_?P_рп-пс1 = I²_рп-пс1 · R₁= 198,8² · 1,19 = 0,47 030 МВт;

_?P_пс5-пс4 = I²_пс5-пс4 · R₅ = 77,03² · 3,36 = 0,19 936 МВт;

_?P_пс4-пс3 = I²_пс4-пс3 · R₄ = 143,17² · 2,75 = 0,56 368 МВт;

_?P_пс1-пс2 = I²_пс1-пс2 · R₂ = 184,75² · 0,97 =0,33 108 МВт ;

_?P_пс2-пс3 = I²_пс2-пс3 · R₃ = 57,73² · 2,24 = 0,7 465 МВт;

_?P_?35 = 0,193 201 МВТ;

_?Q_рп-пс5 = I²_рп-пс5 · X₆ = 113,6² · 5,78 = 0,7 459 МВАр;

_?Q_рп-пс1 = I²_рп-пс1 · X₁= 198,8² · 2,44 = 0,96 432 МВАр;

_?Q_пс5-пс4 = I²_пс5-пс4 · X₅ = 77,03² · 4,64 = 0,27 532 МВАр;

_?Q_пс4-пс3 = I²_пс4-пс3 · X₄ = 143,17² · 3,8 = 0,77 891 МВАр;

_?Q_пс1-пс2 = I²_пс1-пс2 · X₂ = 184,75² · 2,48 =0,84 648 МВАр ;

_?Q_пс2-пс3 = I²_пс2-пс3 · X₃ = 57,73² · 3,73 = 0,12 431 МВАр;

_?Q_?35 = 0,373 524 МВАр;

P_?35 = _?P_?35 + P_max = 0,193 201+ 18 = 18,193 201 МВт ;

Q_?35 = _?Q_?35 + Q_max = 0,373 524 — 4,4 = -4,26 476 МВАр ;

I_пс-рп = S_?35/(110) = 18,6334/190,5255 = 97,8 А;

_?P_пс-рп = I²_пс-рп · (R₇ + 0,5 · R_т) = 97,8² · 7,38 = 0,70 588 МВт;

_?Q_пс-рп = I²_пс-рп · (X₇ + 0,5· X_т) = 97,8² · 117,89 = 1,127 598 МВАр;

_?P_рп = 110² · G_т · 2= 110 000² · 0,174 · 2 = 0,42 108 МВт;

_?Q_рп = 110² · B_т · 2= 110 000² · 0,121 · 2 = 0,292 820 МВАр;

_?Q'_пс-рп = 110² · B₇ = 110 000² · (0,405) = 0,49 005 МВАр;

P_?110 = _?P_пс-рп + _?P_рп = 0,70 588 + 0,42 108 = 0,112 696 МВт;

_?Q_?110 = _?Q_пс-рп + _?Q_рп — _?Q'_пс-рп = 0,930 368 МВАр;

P_?110 = P_?35 + _?P_?110 = 18,305 897 МВт ;

Q_?110 = Q_?35 + _?Q_?110 = -3,536 426 МВАр ;

S_?110 = 18,64 МВА; tg (ц)= - 0,19;

З результатів розрахунку режиму бачимо, що після встановлення БСК tg (ц) все ще суттєво відмінний від нуля, система генерує надлишкову реактивну потужність. Доцільно зауважити що в розрахунках присутня похибка, і з врахуванням падіння напруги у вузлах потужність БСК буде дещо меншою за номінальну, внаслідок чого значення tg (ц) буде допустимо ближчим до нуля.

U_рп вн = U_пс — (P_?110 · R₇ + Q_?110 · X₇)/U_пс =

= 111 — (18,305 897 · 2,38 — 3,536 426 · 5,04)/111 = 111 — 0,23 = 110,77 кВ;

U_рп нн = U_рп вн · 0,3 — ((P_?35 · 0,5 · R_т + Q_?35 · 0,5 · X_т)/U_рп вн) · 0,3 = 33,231 — ((18,193 201 · 5 — 4,26 476 · 112.85)/110,77) · 0,3 = 33,231 + 0,984 = 34,2 кВ;

U_пс1 = U_рп нн — _?U_рп-пс1 = 34,2 — 0,05 = 34,15 кВ;

U_пс2 = U_пс1 — _?U_пс1-пс2 = 34,15 + 0,42 = 34,57 кВ;

U_пс5 = U_рп нн — _?U_рп-пс5 = 34,2 — 0,5 = 33,7 кВ;

U_пс4 = U_пс5 — _?U_пс5-пс4 = 33,7 + 0,22 = 33,92 кВ;

U_пс3 = U_пс2 — _?U_пс2-пс3 = 34,57 -0,05 = 34,52 кВ;

U_пс3 = U_пс4 — _?U_пс4-пс3 = 33,92 + 0,56 = 34,48 кВ;

U_пс3сер = 34,5 кВ;

При встановлених БСК напруги всіх вузлів системи знаходятся в допустимих межах, за попередніми розрахунками втрата напруги не перевищує 3,7%.

Перед розрахунком мінімального режиму згадаємо, що разом із зменшенням споживання реактивної потужності необхідно зменшити і потужність БСК шляхом відключення кількох паралельних віток. Для даної мережі k_н = 0,651, тому найдоцільнішим буде встановити потужність БСК рівну 50%, відключивши дві з чотирьох паралельних віток.

P_рп-пс5 = 4,478 МВт; Q_рп-пс5 = 1,147 МВАр;I_рп-пс5 = 76,3 A;P_?35 = 11,895 МВт ;

P_рп-пс1= 7,243 МВт; Q_рп-пс1 = -0,657МВт;I_рп-пс1= 119,9 А;Q_?35 = 0,571 МВАр ;

P_пс5-пс4 = 1,874 МВт; Q_пс5-пс4 = -1,453 МВAp;I_пс5-пс4 = 39,12 А;I_пс-рп = 62,5 А;

P_пс4-пс3 = 0,572 МВт; Q_пс4-пс3 = -2,753 МВAp;I_пс4-пс3 = 46,38 А;_?P_пс-рп = 0,28 828 МВт;

P_пс1-пс2 = 4,639 МВт; Q_пс1-пс2 = -3,257 МВAp;I_пс1-пс2 = 93,5 А; _?Q_пс-рп = 0,460 507 МВАр;

P_пс2-пс3 = 2,035 МВт; Q_пс2-пс3 = -0,257 МВAp;I_пс2-пс3 = 33,8 А; _?Q'_пс-рп = 0,49 005 МВАр;

_?P_рп = 0,42 108 МВт;_?P_?110 = 0,70 936 МВт; P_?110 = 11,965 936 МВт ;

_?Q_рп = 0,292 820 МВАр; _?Q_?110 = 0,263 277 МВАр; Q_?110 = 0,834 277 МВАр ;

S_?110 = 12 МВА; tg (ц) = 0,07;

U_рп вн = 110,71 кВ;

U_рп нн = 32,88 кВ;

U_пс1 = 32,67 кВ;

U_пс2 = 32,78 кВ;

U_пс5 = 32,37 кВ;

U_пс4 = 32,38 кВ;

U_пс3сер =32,66 кВ;

Як видно з результатів розрахунку в мінімальному режимі споживана реактивна потужність майже рівна нулю. Проте втрата напруги у вузлах перевищує 5%. Збільшення чи зменшення значення генерованої реактивної потужності призведе до менш оптимального режиму роботи за показником tg (ц). Оскільки втрати напруги менші 10%, проблема успішно може бути вирішена за допомогою РПН трансформаторів РП. Збільшення їхнього коефіцієнта трансформації дозволить забезпечити допустимий рівень напруги за максимального, мінімального, а також проміжних режимів без порушення балансу реактивної потужності.

9. Визначення оптимального часу роботи БСК Щоб визначити оптимальний час роботи БСК побудуємо апроксимовані річні графіки за тривалістю для мережі з БСК та без. Оптимальний час роботи БСК визначаємо враховуючи їх повну потужність. При розрахунку координат режиму ми відключали частину паралельних віток для літніх діб, що на графіках позначимо штрих-пунктирною лінією. В місці перетину двох кривих отримуємо значення оптимального часу роботи БСК за її повної потужності. Числові дані наведені в таблиці 9, а графіки на рисунку 7. Як бачимо на рисунку 7 оптимальний час роботи БСК при потужності 100% складає 4900 годин. При вимкненні в літній період частини віток батарей, вони раціонально використовуются безперервно без генерації надлишкової реактивної потужності.

Таблиця 10 — числові дані для побудови апроксимованого річного графіка за тривалістю з БСК на 100% та 50%

Рисунок 7- апроксимовані річні графіки за тривалістю для мережі з БСК на 100% та 50% і без Висновок Проаналізувавши отримані результати можна переконатися в результативності застосування БСК з метою покращення якості електроенергії та режиму роботи мережі загалом. Виконані в даній курсовій роботі розрахунки зважаючи на прийняті допущення та похибки, не дають точної картини режимів мережі, але з точки зору аналізу булансу реактивної потужності в мережі та її компенсації, вони дають можливість попередньо оцінити можливі конфігурації та затрати перед проектуванням.

Вже з перших розрахунків можна зробити висновок, що дана мережа в такій конфігурації за реальних умов взагалі не здатна забезпечити постачання необхідної кількості електроенергії до споживача, без компенсації реактивної потужності.

Література

1. «РОЗРОБКА СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ ТА ЇЇ ПІДСТАНЦІЙ» методичні вказівки до виконання курсової роботи з курсу «ЕСМ» укладач Данилюк О. В., Львів 2012, НУ"ЛЬВІВСЬКА ПОЛІТЕХНІКА" 59 с.

2. «СПРАВОЧНИК ПО ПРОЕКИРОВАНИЮ ЕЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ» під ред. Д. Л. Файбисовича, Москва 2009, ЭНАС, 383 с.

3. В.А. БОРОВИКОВ, В.К. КОСАРЕВ, Г. А. ХОДОТ «ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ» Ленинград 1977, Энергия, 386 с.