Обеспечение якості електроенергії у розподільних мережах, що живлять сільськогосподарських потребителей

Іркутський державний сільськогосподарський университет.

Курсова работа.

Забезпечення якості електроенергії у розподільних мережах, що живлять сільськогосподарських потребителей.

Роботу принял.

Д.т.н. Смирнов С.С.

" «листопада 2004 г.

Иркутск.

1. Мета работы.

1. Освоєння методів розрахунку режимів розподільній сети.

2.. Освоєння методів забезпечення електричної що з відхиленнями напруги енергії у розподільчих сетях.

3. Освоєння методів аналізу режиму сети.

2. Зміст работы.

1.Нарисовать розрахункову схему мережі із відображенням у ньому режиму зимового максимуму навантаження відповідно до рассчитываемым вариантом.

2.Найти каталожні дані ЛЕП і трансформаторів які у схеме.

3. Розрахувати електричних параметри ЛЕП і трансформаторів по каталожным данным.

4. Освоїти зразок програми розрахунку режиму мережі (завдання схеми мережі, режимів вузлів мережі, отпаек трансформаторів, організація розрахунків, відбиток режиму мережі через таблиці і графики).

5.Внести зміни у програму пов’язані зі зміною складу сіті й потужностей навантажень, зокрема пов’язані зі зміною потужностей ЛЕП і відхилень напруг узлов.

6. Вибрати номери отпаек на трансформаторах задля забезпечення за припустимий рівень напруг у вузлах мережі. Створити необхідність використання РПН в вузлах мережі 35 і 10кВ чи зміни перетинів ЛЭП.

8. Скласти зведені таблиці, отражающие.

. добавки напруг з допомогою трансформаторов,.

. величини напруг у вузлах мережі для 4 розрахункових режимов.

9. Побудувати графік для рівнів напруг всіх вузлів мережі для літа і зими з урахуванням змін — у складі мережі (2 графика).

10. Побудувати графіки зміни рівнів напруги від вузла харчування (вузол 11 100) до найбільш віддалених вузлів (вузли 142 і 143) для зими й літа (4 графика).

9. Скласти зведені таблиці, відбивають режим мережі за проектною потужністю для 4 режимов. На підставі таблиці оцінити величину втрат надходжень у мережі (% від потужності нагрузки).

10. Провести аналіз ступеня завантаженості ЛЕП за щільністю тока.

11. Провести розрахунок і аналіз режиму зимового максимуму при підключенні до найбільш віддаленому вузлу 10кВ (вузол 1143) конденсаторної батареї потужністю 900кВАр

2. Вихідні данные.

У ролі вихідних даних используются:

1. Схема вихідної мережі як файла WORD.

2. Потужності навантажень вузлів сети,.

3. Проводу, довжини і напруження ЛЭП,.

4. Типи трансформаторов,.

5. Зразок розрахунку режим мережі в табличном редакторі EXCEL,.

6. Варіанти розширення складу сіті й навантаження додаткових узлов.

. Вихідні дані мережі, програма розрахунку варіанти зміни мережі наведені у файла «Розрахунок 3−97. xls.

За виконання курсової роботи схема дополняется:

. вузлом 1143 з напругою 10кВ.

. узлом143 напругою 0.4 кВ,.

. ЛЕП 10кВ між вузлами 1142 і 1143с проводами АС35,.

. трансформатором ТМ-63/10 між вузлами 1143 і 143.

. навантаженнями вузлів 1143 і 143.

Варіанти відрізняються довжинами ЛЕП 10кВ між вузлами 1142−1143 і навантаженнями вузла 1143.

.

2.1. Схема сети.

Розглядається схема мережі наведена на рис. 1. На схемою відбиваються параметри елементів сіті й величини навантажень для режиму зимового максимума.

[pic].

Мал.1. Розрахункова схема сети.

2.2. Розрахункові режими навантажень узлов.

Оцінюючи забезпечення напруги в вузлах мережі проводиться розрахунки режимів напруг двох періодів року: зими й літа. Причому у кожен період розраховується режим максимальної і мінімальної навантажень. У всіх режимах напруга на затисках навантажень на повинен відхилятися від номінального понад (5%. У сільських мережах широко використовуються трансформатори з ПБВ (переключення отпаек в невозбужденном стані). З метою забезпечення напруги зазвичай використовується переключення отпаек на трансформаторах 2 десь у року, відповідно до зміною навантажень вузлів влітку, і взимку. Величини навантажень вузлів мережі наведені у табл.1.

Таблиця 1. Навантаження вузлів мережі | |1. Вузли та його навантаження | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |Номинально|Зимняя навантаження |Летнняя навантаження | | | |е | | | | | |напруга| | | | | | |Максимальна|Минимальная|Максимальна|Минимальна| | | | |я | |я |я | | |Вузли |Uн |P |Q |P |Q |P |Q |P |Q | | | |кВ |кВт |кВар |кВт |кВар |кВт |кВар |кВт |кВар | |1 |100 |0,38 |60 |40 |30 |20 |20 |10 |15 |10 | |2 |120 |0,38 |60 |40 |30 |20 |20 |10 |15 |10 | |3 |140 |0,38 |40 |40 |30 |20 |10 |3 |5 |2 | |4 |141 |0,38 |10 |6 |8 |3 |10 |3 |5 |2 | |5 |142 |0,38 |8 |6 |5 |3 |10 |3 |5 |2 | |6 |1100 |10 |300 |100 |200 |100 |150 |100 |100 |80 | |7 |1120 |10 |600 |200 |400 |200 |300 |100 |100 |80 | |8 |1140 |10 |300 |100 |200 |80 |150 |100 |100 |80 | |9 |1141 |10 |300 |100 |200 |80 |150 |100 |100 |80 | |10 |1142 |10 |300 |100 |200 |80 |150 |100 |100 |80 | |11 |3100 |35 |2000 |500 |1000|400 |1000 |600 |500 |400 | |12 |3120 |35 |1000 |300 |800 |200 |500 |200 |300 |200 | |13 |3140 |35 |1000 |500 |800 |300 |500 |400 |300 |300 | |14 |11 100|110 | | | | | | | | | |15 |143 |0,38 |40 |40 |30 |20 |10 |3 |5 |2 | |16 |1143 |370 |100 |250 |80 |80 |150 |100 |100 |80 |.

2.3. Трансформаторы.

Типи використовуваних трансформаторів і вузли їх підключення наведені у табл.2.

Таблиця 2. Підключення трансформаторов.

[pic].

2.4. Лінії передачи.

Вузли приєднання, марки дротів і довжини ЛЕП наведені у табл.3.

Таблиця 3. ЛЕП розрахункової схемы.

[pic].

3.Справочные і розрахункові параметри елементів схемы.

3.1. Трансформаторы.

При розрахунку режиму мережі використовується схема заміщення трансформатора, наведена на рис. 2.

Рис. 2. Схема заміщення трансформатора.

По довідковим даним, знаходимо величини номінальних напруг на обмотці низького напруги Uнн, на обмотці високої напруги Uвн, номінальну потужність трансформатора Sн, напруга короткого замикання Uк, струму холостого ходу Iо, величини втрат холостого ходу Рх, втрат короткого замикання Рк.

З довідкових параметрів розраховуються активне і реактивне опір трансформатора, реактивні втрати холостого ходу Qх за такими выражениям (параметри розраховані для трансформатора ТМ- 63/10).

[pic] (1).

где[pic] в кВ та кВА,.

[pic]- в кВ.

[pic] (2).

де Uк в %.

[pic] (3).

Параметри розраховані для трансформатора потужністю 63кВА з порядковим номером 8.

Параметри трансформаторів розрахункової схеми наведені у табл.4.

Задля підтримки рівнів напруги в розподільній мережі широко використовується переключення отпаек трансформаторів на обмотці високого напруги, що зумовлює зміни коефіцієнта трансформації і еквівалентно запровадження добавки напруги на обмотці низького напруги на величину Є. Перемикання можна проводити при від'єднаному від мережі трансформаторі (трансформатори з ПБВпереключення без порушення) і за підключеної навантаженні (трансформатори з РПНрегулювання під навантаженням). Слід зазначити, що трансформатори з РПН значно дорожче (більш, ніж у 2 разу) трансформаторів з ПБВ і тому їх використання обмежена. Використання РПН виправдано в трансформаторах потужністю більш 1000МВт. Це, передусім трансформатори що живлять центрів з первинним напругою 110кВ. Там, не вдається забезпечити відхилення напруги на затисках приймачів не більше (5% з допомогою ПБВ, використовуються трансформатори з РПН. Номінальні отпайки трансформаторів відповідають добавку напруги рівної 5%. Величини добавок напруги для ПБВ і РПН наведені у табл.5.

Слід зазначити, що з збільшенні напруги у мережі зменшуються втрати активної потужності ЛЕП, тому бажано підтримувати відхилення напруги в вузлах харчування близькими до величині +5%.

Таблиця 4. Параметри трансформаторів [pic].

Таблиця 5. Добавки напруги за зміни отпаек трансформаторов.

Добавки для ПБВ з 5-ту позиціями |Позиція |1 |2 |3 |4 |5 | |БПВ | | | | | | |Добавка,%|0 |2.5 |5 |7.5 |10 |.

Добавки для РПН з 13 позиціями переключень. |Позиція |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |10|11 |12 |13 | |РПН | | | | | | | | | | | | | | |Добавка, |-4 |-2|-1|0.|2 |3.5|5 |6.5|8 |9.|11 |12.|14 | |% | |.5| |5 | | | | | |5 | |5 | |.

Добавки для РПН з 19 позиціями |Позиція РПН |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |10 | |Добавка, % |-11.0|-9.24|-7.46|-5.68|-3.9|-2.1|-0.34|1.44|3.22|5 | | |2 | | | | |2 | | | | | | | | | | | | | | | | | |Позиція РПН |11 |12 |13 |14 |15 |16 |17 |18 |19 | | |Добавка, % |6.78 |8.56 |10.34|12.12|13.9|15.6|17.46|19.2|21.0| | | | | | | | |8 | |4 |2 | |.

2 Параметри ЛЭП.

Розрахункова схема ЛЕП представлена на рис. 3.

Параметри схеми визначаються выражениями.

[pic]; [pic]; [pic] де [pic]сопротивление і провідності Ом/км і См/км lдовжина лінії, км.

Рис. 3. Розрахункова схема ділянки ЛЭП.

[pic] (4).

t-температура повітря ro20- опір 1 км дроти, наводиться в справочниках.

Для дроти А35 за нормальної температури -20оС.

[pic] [pic].

[pic] [pic] (5).

[pic]где Dср -середнє геометричне відстань між проводами фаз.

[pic]Зависимость Dср від напруги мережі приведено в табл.6.

Таблиця 6. Среднегеометрические відстані між фазами ЛЕП |Номінальне |0.4 |10 |35 |110 | |Напряжение, кВ| | | | | |Dcp, м |0.8 |1.1 |3.5 |5 |.

Doдіаметр дроти, перебуває у справочниках.

Для дроти АС70 Do=11.4мм.

Для ЛЕП 35кВ з дротом АС70 знайдемо Хо.

[pic].

[pic]. (6).

Реактивна потужність, генерируемая ЛЭП.

[pic]. (7).

Таблица 4. Параметри ЛЕП схемы.

[pic].

Для ЛЕП 35 кВ генерація реактивної потужності стає значної і її треба враховувати в расчетах.

4. Розрахунок режиму сети.

Розрахунок режим мережі проводиться удвічі этапа:

У першому етапі розраховуються потужності, які у ЛЕП і трансформаторах, втрати потужності і напруження в ЛЕП і трансформаторах. Розрахунок проводиться виходячи з величин навантажень кінців ЛЕП і вторинних обмоток трансформаторів. Розрахунок починається від найбільш віддалених вузлів і закінчується трансформатором центру харчування. З другого краю етапі розраховуються відхилення напруги в вузлах при заданому відхиленні яке живить вузла 11 100. Розрахунок починається з яке живить трансформатора і закінчується найбільш віддаленими вузлами сети.

Потужність кінця ЛЕП равна.

[pic] (8).

де [pic]- потужність початку наступного ЛЭП.

[pic]- потужність споживана підключеним до вузлу n трансформатором.

[pic] - еквівалентна потужність підключених до вузлу навантажень і и.

ЛЕП, не вказаних у схеме.

Аналогічно розраховується реактивна потужність кінця ЛЭП.

[pic] (9).

Для кінця ЛЕП 7 (вузли присоединения1142−1143), якого приєднано трансформатор і місцева нагрузка).

P7 =0+40.4+300=340.43кВт.

Q5 =0+100+43.7=143.7кВАр

[pic] перебувають втрати потужності ЛЭП.

[pic] (10).

[pic] (11).

Потужність початку ЛЕП 5.

[pic]=340.6+10.6=351.2 кВт (12).

[pic]=143.7+4.9−3.169=145.6кВАр (13).

Втрати напруги в ЛЕП в % від номінального напряжения.

[pic] (14).

Потужності обмотки низького напруги трансформатора перебувають за тими самими рівнянням, що у ЛЕП. За такими ж рівнянням розраховуються втрати потужності і напруження. Потужність обмотки високої напруги розраховується по уравнениям.

[pic] (15).

[pic] (16).

У табл.5 відбито розрахунок режиму ЛЕП для максимальної зимової нагрузки.

У табл. 6 відбито розрахунок режиму трансформаторів для максимальної зимової нагрузке.

З другого краю етапі розраховуються відхилення напруги вузлів при заданому напрузі мережі 110кВ (вузол 11 100).

Відхилення напруги наступного вузла мережі визначається шляхом вирахування з відхилення напруги попереднього вузла втрати напруги поєднує вузли елемента -ЛЕП чи трансформатора. Для трансформатора до відхилення напруги додається величина добавки напруги E з допомогою зміни позиції РБВ чи РПН.

Приклад розрахунку відхилень напруг вузлів відбито у табл. 7.

Аналіз режиму мережі за розмірами потужностей використовується з метою оцінки величини споживаної потужності, величин втрат потужностей у ЛЕП і трансформаторах.

У таблиці 8 відбито режим схеми для мощностей.

Таблиця 5. Режим ЛЕП для максимальної зимової нагрузки.

[pic].

Таблиця 6: Режим трансформаторів для максимальної зимової навантаження [pic].

Таблиця 7. Режим вузлів мережі для зимового максимума.

[pic].

Таблиця 8. Потужності мережі для режимів зими й лета.

[pic].

З таблиці 8 видно, що втрати у мережі активної потужності максимальні взимку і вони становлять 6.39% і зумовлені основному втратами в ЛЕП. Втрати реактивної потужності зумовлені основному трансформаторами. Втрати реактивної потужності ЛЕП і генерація реактивної потужністю ЛЕП близькі по величине.

.

6. Забезпечення режиму мережі по відхилення напруг у протягом года.

Для оцінки зміни режиму відхилень протягом року проводяться розрахунки максимальних і мінімальних режимів для літа і зими. З цією метою проводяться добові виміру режимів протягом одного тижня і з цим вимірам визначаються режими. Для літа і зими вибираються добавки напруги на трансформаторах. Величини добавок для аналізованої схеми наведені у табл.9.

Таблиця 9. Добавки напруги на трансформаторах.

[pic].

Величини відхилень напруги вузлів мережі наведені у табл. 10.

Напруги в вузлах мережі 10 і 35кВ становить величини +10%.

Відхилення напруги в вузлах мережі 0.4кВ не за межі (5%.

Для наочного відображення режиму напруг всіх вузлів мережі взимку використовується графік рис 2. З графіка видно зміна напруги узлов.

Для наочного відображення зміни напруги вузлів мережі в міру їхнього видалення від центру харчування використовується графік відхилень напруг, показаний на рис. 3 вздовж ЛЕП впритул до віддаленого вузла. На рис. 3 видно значні втрати напруги в ЛЕП і вплив добавок напруги на трансформаторах на величини відхилень напряжения Таблица 10. Напруги в вузлах мережі для зими й лета.

|Отклонения напруги від | | |номінального | | |Вузли |Зима | |Літо | | | |Макс. |Мін. |Макс |Мін. | | |зим |зим |років |Років | |11 100|5 |5 |5 |5 | |3100 |1,1 |1,1 |1,5 |1,5 | |3120 |-3,2442|-1,8744|-0,9140|-0,1875| | |5 |4 |9 | | |3140 |-6,9145|-4,3248|-3,0410|-1,6482| | |3 |2 |4 |9 | |1100 |1,1 |1,1 |1,5 |1,5 | |1120 |-0,7442|0,62 556|1,58 591|2,31 250| | |5 | | |4 | |1140 |3,8 547|5,67 518|4,45 896|5,85 170| | |2 | | |6 | |1141 |-1,2587|2,70 074|2,4 488|4,16 421| | |8 | | | | |1142 |-4,9290|0,25 035|-0,0820|2,70 341| | |6 | |7 |2 | |1143 |-6,00 |-0,36 |-0,89 |2,14 | |100 |1,1 |1,1 |1,5 |1,5 | |120 |-0,7442|0,62 556|1,58 591|2,31 250| | |5 | | |4 | |140 |1,24 122|5,20 074|2,4 488|4,16 421| | |1 | | | | |141 |-1,7913|3,19 638|-0,8385|2,66 245| | |1 | |3 |3 | |142 |-3,4733|2,19 476|-2,6431|1,72 705| | |5 | |2 | | |143 |-3,74 |3,21 |1,36 |4,49 |.

[pic].

Рис. 7.

7. Аналіз завантаженості ЛЕП за розмірами щільності тока.

В міру зростання щільності струму збільшуються втрати активної потужності ЛЕП. Економічно виправданою щільністю струму для сільських ЛЕП лежать у межах 1.1−1.3 А/мм2. Лінія вважається мало завантаженою якщо щільність струму менш 0.6 А/мм2, вважається нормально завантаженою якщо щільності струму лежать у межах 0.6−1.4 А/мм2, сильно завантаженою, якщо щільності струму становлять 1.4−2 А/ мм2, і якщо щільності струму перевищують розмір 2А/мм2. Що стосується таким ЛЕП необхідно розглянути питання збільшення перерізу дротів ЛЭП.

Таблиця 11. Завантаженість ЛЕП за величиною щільності тока.

[pic].

З таблиці видно, що ЛЕП 3 і 4 сильно завантажені за величиною тока.

8.Влияние підключення батареї конденсаторів потужністю 900КВАр в вузлі 1143 на напруги вузлів сети.

Включення конденсаторної батареї як зимового максимуму відхилення напруг вузлів мережі відбито на рис. 4. Підключення батареї відбивається шляхом зміни реактивної потужності вузла з 100кВАр на -800кВАр.Подключение батареї призвело до значного підвищенню рівнів напруг у вузлах мережі 10кВ і 0.4КВ. і перевищення в вузлі 143 припустимою величини (крива кондес.1). Для зменшення відхилень напруги зменшено добавка напруги напруги на трансформаторі 7 (вузли 1143−143) з десятьма% до 7.5%. Напруги в вузлах сталі у допустимих межах крива конд.2). Наведені криві показывают:

. підключення конденсаторів приводить до підвищення напруги у мережі і можна використовувати підтримки напруги в віддалених узлах,.

. переключення обмоток трансформатора усунути підключенням конденсаторної батареи.

[pic].

Рис. 4. Изменеие напруг вузлів при підключенні конденсаторної батареї до вузлу 1142.

Висновки по работе.

1. Потрібні рівні відхилень напруги на затискачів приймачів можна забезпечити з допомогою сезонного зміни отпаек на 3-ех трансформаторах.

2. РПН необхідний на трансформаторі центру харчування (вузли 11 100;

3100).

3. Підключення батареї конденсаторів можна використовуватиме полвышения напруги віддаленого вузла (вузол 143).

Література до курсовому проекту :

1.Методичесмкие вказівки у контролі та аналізу якості електричної енергії в системах електропостачання загального назначения.

Частина 1. Контроль якості електричної энергии.

Москва Міністерство енергетики Російської федерации.

2000 р. 29с. С.14−18. Додаток, А 2. Електротехнічний довідник в 3 т.

Том 2 1981; 640с., з. 91−100.

Том 3 кн.2 1988 — 880с, с.302−314, .757−776 3. Елекроенергетичні системи в прикладах і ілюстраціях. М.,.

Энергоатомиздат, 1983 — 500 з. с29−82 4. Довідник з проектування електричних мереж, і электрооборудования.

Энергоатомиздат.1991., 464с. з. 35−45, 169−179 5. І.В. Наумов, М. Р. Василевич, Г. В. Лукін. Електропостачання сільськогосподарського назви населеного пункту. Навчальний посібник. Иркутск,.

ИСХИ, 1999;61с. 6. М. Б. Петрова, В. Н. Санько. Управління якістю сільського електропостачання. Вологда «ІСЦ Легія», 1999; 184с. 7. М.С. Левін та інших. Якість електричної енергії у мережах сільських районів. Під ред. И. А. Будско. М., Енергія, 1975; 224 з. 8. В. Н. Курапин Управління регулюванням напруги в електричних сетях.

Механізація і електрифікація сільського господарства. 2001 р. № 10. 9. В. С. Зарицький та інших. Методи і кошти підвищення надійності електропостачання, поліпшення якості електричної енергії й відповідне зниження втрат їх у електричних мережах сільських районів. ЛСХИ 1987;

70с.

———————————;

[pic].

[pic].

[pic].

— jQc/2.

— jQc.

X.

R.

Хт.

Rт.

[pic].

[pic].

Рх+jQx.