Добавки для РПН с 19 позициями
|
Позиция РПН |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
Добавка, % |
-11.02 |
-9.24 |
-7.46 |
-5.68 |
-3.9 |
-2.12 |
-0.34 |
1.44 |
3.22 |
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Позиция РПН |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
|
|
Добавка, % |
6.78 |
8.56 |
10.34 |
12.12 |
13.9 |
15.68 |
17.46 |
19.24 |
21.02 |
|
Параметры ЛЭП
Расчетная схема ЛЭП представлена на рис.3.
Параметры схемы определяются выражениями
; ;
где сопротивление и проводимости Ом/км и См/км
l- длина линии, км
Рис.3. Расчетная схема участка ЛЭП
( 4)
t-температура воздуха
ro20- сопротивление 1км провода, приводится в справочниках.
Для провода А35 при температуре –20оС
( 5)
где Dср –среднее геометрическое расстояние между проводами фаз
Зависимость Dср от напряжения сети приведена в табл.6
Таблица 6. Среднегеометрические расстояния между фазами ЛЭП
|
Номинальное Напряжение,кВ |
0.4 |
10 |
35 |
110 |
|
Dcp, м |
0.8 |
1.1 |
3.5 |
5 |
Do- диаметр провода, находится в справочниках.
Для провода АС70 Do=11.4мм
Для ЛЭП 35кВ с проводом АС70 найдем Хо
. ( 6)
Реактивная мощность, генерируемая ЛЭП
. ( 7)
Таблица 4. Параметры ЛЭП схемы
Для ЛЭП 35 кВ генерация реактивной мощности становится значительной и ее необходимо учитывать в расчетах.
4. Расчет режима сети
Расчет режим сети проводится в два этапа:
На первом этапе рассчитываются мощности, протекающие в ЛЭП и трансформаторах, потери мощности и напряжения в ЛЭП и трансформаторах. Расчет проводится на основании величин нагрузок концов ЛЭП и вторичных обмоток трансформаторов. Расчет начинается от самых удаленных узлов и заканчивается трансформатором центра питания. На втором этапе рассчитываются отклонения напряжения в узлах при заданном отклонении питающего узла 11100. Расчет начинается с питающего трансформатора и заканчивается самыми удаленными узлами сети.
Мощность конца ЛЭП равна
( 8)
где - мощность начала следующей ЛЭП
- мощность потребляемая подключенным к узлу n трансформатором
- эквивалентна мощность подключенных к узлу нагрузок и и ЛЭП, не указанных в схеме
Аналогично рассчитывается реактивная мощность конца ЛЭП.
( 9)
Для конца ЛЭП 7 (узлы присоединения1142-1143), к которому присоединены трансформатор и местная нагрузка).
P7 =0+40.4+300=340.43кВт
Q5 =0+100+43.7=143.7кВАр
находятся потери мощности в ЛЭП
( 10)
( 11)
Мощность начала ЛЭП 5
=340.6+10.6=351.2 кВт ( 12)
=143.7+4.9-3.169=145.6кВАр ( 13)
Потери напряжения в ЛЭП в % от номинального напряжения
( 14)
Мощности обмотки низкого напряжения трансформатора находятся по тем же уравнениям, что и для ЛЭП. По таким же уравнениям рассчитываются потери мощности и напряжения. Мощность обмотки высокого напряжения рассчитывается по уравнениям
( 15)
( 16)
В табл.5 отражен расчет режима ЛЭП для максимальной зимней нагрузки
В табл. 6 отражен расчет режима трансформаторов для максимальной зимней нагрузке
На втором этапе рассчитываются отклонения напряжения узлов при заданном напряжении сети 110кВ ( узел 11100)
Отклонение напряжения следующего узла сети определяется путем вычитания из отклонения напряжения предыдущего узла потери напряжения соединяющего узлы элемента –ЛЭП или трансформатора. Для трансформатора к отклонению напряжения добавляется величина добавки напряжения E за счет изменения позиции РБВ или РПН.
Пример расчета отклонений напряжений узлов отражен в табл. 7.
Анализ режима сети по величинам мощностей используется для оценки величины потребляемой мощности, величин потерь мощностей в ЛЭП и трансформаторах.
В таблице 8 отражен режим схемы для мощностей.
Таблица 5. Режим ЛЭП для максимальной зимней нагрузки
Таблица 6: Режим трансформаторов для максимальной зимней нагрузки
Таблица 7. Режим узлов сети для зимнего максимума
Таблица 8. Мощности сети для режимов зимы и лета
Из таблицы 8 видно, что потери в сети активной мощности максимальны зимой и составляют 6.39% и обусловлены в основном потерями в ЛЭП. Потери реактивной мощности обусловлены в основном трансформаторами. Потери реактивной мощности в ЛЭП и генерация реактивной мощностью ЛЭП близки по величине..
.
6. Обеспечение режима сети по отклонению напряжений в течение года
Для оценки изменения режима отклонений в течении года проводятся расчеты максимальных и минимальных режимов для лета и зимы. Для этой цели проводятся суточные измерения режимов в течении одной недели и по этим измерениям определяются режимы. Для лета и зимы выбираются добавки напряжения на трансформаторах. Величины добавок для рассматриваемой схемы приведены в табл.9
Таблица 9. Добавки напряжения на трансформаторах.
Величины отклонений напряжения узлов сети приведены в табл. 10
Напряжения в узлах сети 10 и 35кВ не превышают величины +10%
Отклонения напряжения в узлах сети 0.4кВ не выходят за пределы ±5%
Для наглядного отражения режима напряжений всех узлов сети зимой используется график рис 2. Из графика видно изменение напряжения узлов
Для наглядного отображения изменения напряжения узлов сети по мере их удаления от центра питания используется график отклонений напряжений, показанный на рис.3 вдоль ЛЭП до самого удаленного узла. На рис. 3 видны значительные потери напряжения в ЛЭП и влияние добавок напряжения на трансформаторах на величины отклонений напряжения
Таблица 10. Напряжения в узлах сети для зимы и лета
|
Отклонения напряжения от номинального |
|
|||
|
Узлы |
Зима |
|
Лето |
|
|
|
Макс. зим |
Мин. зим |
Макс лет |
Мин. Лет |
|
11100 |
5 |
5 |
5 |
5 |
|
3100 |
1,1 |
1,1 |
1,5 |
1,5 |
|
3120 |
-3,24425 |
-1,87444 |
-0,91409 |
-0,1875 |
|
3140 |
-6,91453 |
-4,32482 |
-3,04104 |
-1,64829 |
|
1100 |
1,1 |
1,1 |
1,5 |
1,5 |
|
1120 |
-0,74425 |
0,62556 |
1,58591 |
2,312504 |
|
1140 |
3,085472 |
5,67518 |
4,45896 |
5,851706 |
|
1141 |
-1,25878 |
2,70074 |
2,04488 |
4,16421 |
|
1142 |
-4,92906 |
0,25035 |
-0,08207 |
2,703412 |
|
1143 |
-6,00 |
-0,36 |
-0,89 |
2,14 |
|
100 |
1,1 |
1,1 |
1,5 |
1,5 |
|
120 |
-0,74425 |
0,62556 |
1,58591 |
2,312504 |
|
140 |
1,241221 |
5,20074 |
2,04488 |
4,16421 |
|
141 |
-1,79131 |
3,19638 |
-0,83853 |
2,662453 |
|
142 |
-3,47335 |
2,19476 |
-2,64312 |
1,72705 |
|
143 |
-3,74 |
3,21 |
1,36 |
4,49 |
Рис.7
7. Анализ загруженности ЛЭП по величинам плотности тока.
По мере роста плотности тока увеличиваются потери активной мощности в ЛЭП. Экономически оправданной плотностью тока для сельских ЛЭП лежат в пределах 1.1-1.3 А/мм2. Линия считается мало загруженной если плотность тока менее 0.6 А/мм2 , считается нормально загруженной если плотности тока лежат в пределах 0.6-1.4 А/мм2, сильно загруженной , если плотности тока составляют 1.4-2 А/ мм2, и если плотности тока превышают величину 2А/мм2. Применительно к таким ЛЭП необходимо рассмотреть вопрос об увеличения сечения проводов ЛЭП.
Таблица 11. Загруженность ЛЭП по величине плотности тока
Из таблицы видно, что ЛЭП 3 и 4 сильно загружены по величине тока.
8.Влияние подключения батареи конденсаторов мощностью 900КВАр в узле 1143 на напряжения узлов сети.
Включение конденсаторной батареи в режиме зимнего максимума отклонения напряжений узлов сети отражено на рис.4. Подключение батареи отражается путем изменения реактивной мощности узла с 100кВАр на -800кВАр.Подключение батареи привело к значительному повышению уровней напряжений в узлах сети 10кВ и 0.4КВ. и превышению в узле 143 допустимой величины (кривая кондес.1). Для уменьшения отклонений напряжения уменьшена добавка напряжения напряжения на трансформаторе 7 ( узлы 1143-143) с 10% до 7.5%. Напряжения в узлах стали в допустимых пределах кривая конд.2). Приведенные кривые показывают:
· подключение конденсаторов приводит к повышению напряжения в сети и может использоваться для поддержания напряжения в удаленных узлах,
· переключение обмоток трансформатора можно заменить подключением конденсаторной батареи.
Рис.4. Изменеие напряжений узлов при подключении конденсаторной батареи к узлу 1142.
Выводы по работе.
1. Требующиеся уровни отклонений напряжения на зажимов приемников можно обеспечить за счет сезонного изменения отпаек на 3-ех трансформаторах.
2. РПН необходим на трансформаторе центра питания (узлы 11100-3100)
3. Подключение батареи конденсаторов можно использовать для полвышения напряжения отдаленного узла ( узел 143)
Литература к курсовому проекту :
1.Методичесмкие указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
Часть 1. Контроль качества электрической энергии
Москва Министерство энергетики Российской федерации
2000г. 29с. С.14-18. Приложение А
2. Электротехнический справочник в 3т
Том 2 1981- 640с., с. 91-100
Том 3 кн.2 1988 - 880с, с.302-314, .757-776
3. Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях. М., Энергоатомиздат, 1983 - 500 с. с29-82
4. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Энергоатомиздат.1991.,464с. с. 35-45, 169-179
5. И.В. Наумов, М.Р. Василевич, Г.В. Лукин. Электроснабжение сельскохозяйственного населенного пункта. Учебное пособие. Иркутск, ИСХИ, 1999-61с.
6. М.Б. Петрова, В.Н.Санько. Управление качеством сельского электроснабжения. Вологда «ИПЦ Легия», 1999- 184с.
7. М.С. Левин и др. Качество электрической энергии в сетях сельских районов. Под ред. И.А.Будско. М., Энергия, 1975- 224 с.
8. В.Н.Курапин Управление регулированием напряжения в электрических сетях. Механизация и электрификация сельского хозяйства. 2001 г. №10.
9. В.С. Зарицкий и др. Методы и средства повышения надежности электроснабжения , улучшения качества электрической энергии и снижение потерь ее в электрических сетях сельских районов. ЛСХИ 1987- 70с.
Страницы: 1, 2
