Обеспечение качества электроэнергии в распределительных сетях, питающих сельскохозяйственных потребителей

Загрузить архив:
Файл: ref-18856.zip (463kb [zip], Скачиваний: 92) скачать

Иркутский государственный сельскохозяйственный университет

Курсовая работа

Обеспечение качества электроэнергии в распределительных сетях, питающих сельскохозяйственных потребителей.

Работу принял.                               

Д.т.н. Смирнов С.С.             

                                                                  “      “ ноября 2004г.

Иркутск.

2004


1. Цель работы

  1. Освоение методов расчета режимов распределительной сети.
  2. . Освоение методов обеспечения качества электрической связанного с отклонениями напряжения энергии в распределительных сетях.
  3. Освоение методов анализа режима сети.

2. Содержаниеработы

1.Нарисовать  расчетную схему сети с отражением на ней режима зимнего максимума нагрузки в соответствии с рассчитываемым вариантом.

2.Найти каталожные данные ЛЭП и трансформаторовиспользуемых в схеме.

3. Рассчитать электрических параметры ЛЭП и трансформаторов   по каталожным данным

4. Освоить образец программы расчетарежима сети (задание схемы сети, режимов узлов сети, отпаек трансформаторов, организация расчетов, отражение режима сети через таблицы и графики).

5.Внести изменения в программу связанные с изменением состава сети и мощностей нагрузок, в том числе связанные с изменениеммощностей ЛЭП и отклонений напряжений узлов.

6. Выбрать номера отпаек на трансформаторах дляобеспечения допустимого уровня напряжений в узлах сети. Обосновать необходимость использования РПН в узлах сети 35 и 10кВ или изменения сечений ЛЭП.

8. Составить сводные таблицы, отражающие

  • добавки напряжений за счет трансформаторов,
  • величины напряжений в узлах сети для 4 расчетных режимов.

9. Построить график для  уровней напряжений всех узлов сети для лета и зимы с учетом изменений в составе сети (2 графика)

10. Построить графики изменения уровней напряжения от узла питания ( узел 11100) до наиболее удаленных узлов( узлы 142 и 143)для зимы и лета( 4 графика)

9. Составить сводные таблицы, отражающие режим сети по мощности для 4 режимов.На основании таблицы оценить величину потерь в сети (% от мощности нагрузки)

10. Провести анализ степени загруженности ЛЭП по плотности тока.

11. Провести расчет и анализ режима зимнего максимума при подключении к наиболее удаленному узлу 10кВ  (узел 1143)   конденсаторной батареи мощностью 900кВАр

2. Исходные данные

В качестве исходных данных используются:

  1. Схема исходной сети  в виде файла WORD.
  2. Мощности нагрузок узловсети,
  3. Провода, длины и напряжения ЛЭП,
  4. Типы трансформаторов,
  5. Образец расчета режимсети в табличном редакторе EXCEL,
  6. Варианты расширения состава сети и нагрузки дополнительных узлов.
  • Исходные данные сети, программа расчетаи варианты изменения сети приведены вфайла«Расчет 3-97. xls..

При выполнении курсовой работы схема дополняется:

  • узлом1143 с напряжением 10кВ
  • узлом143 напряжением 0.4 кВ,
  • ЛЭП 10кВ межу узлами 1142 и 1143с проводами АС35,
  • трансформатором ТМ-63/10 между узлами 1143 и 143.
  • нагрузками узлов 1143 и 143

Варианты отличаются длинами ЛЭП 10кВ между узлами 1142-1143 и нагрузками узла 1143.

.

2.1. Схема сети

Рассматривается схема сети приведенная на рис. 1. На схеме отражаются параметры элементов сети и величины нагрузок для режима зимнего максимума.

Рис.1. Расчетная схема сети

2.2. Расчетные режимынагрузок узлов.

При оценке обеспечения качества напряжения в узлах сети проводится расчеты режимов напряжений двух периодов года: зимы и лета. При этом в каждом периоде рассчитывается режим максимальной и минимальной нагрузок. Во всех режимах напряжение на зажимах нагрузок не должно отклоняться от номинального более чем на ±5%. В сельских сетях широко используются трансформаторы с ПБВ (переключение отпаек в невозбужденном состоянии). С целью обеспечения качества напряжения обыкновенно используется переключение отпаек на трансформаторах2 раза в году, в соответствии с изменением нагрузок узлов летом и зимой. Величины нагрузок узлов сети приведены в табл.1

Таблица 1. Нагрузки узлов сети

1. Узлы и их нагрузки

Номинальное напряжение

Зимняянагрузка

Летнняянагрузка

Максимальная

Минимальная

Максимальная

Минимальная

Узлы

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

11100

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

Типы используемых трансформаторов и узлы их подключения приведены в табл.2

Таблица 2. Подключение трансформаторов

2.4. Линии передачи

Узлы присоединения, марки проводов и длины ЛЭП приведены в табл.3

Таблица 3. ЛЭП расчетной схемы

3.Справочные и расчетные параметры элементов схемы

3.1. Трансформаторы

При расчете режима сети используется схема замещения трансформатора, приведенная на рис.2.

Rт

Хт

Рх+jQx


Рис.2. Схема замещения трансформатора.

По справочным данным, находим величины номинальных напряжений на обмотке низкого напряжения Uнн,на обмотке высокого напряжения Uвн, номинальную мощность трансформатора Sн,напряжение короткого замыкания Uк, тока холостого хода Iо, величины потерь холостого хода Рх, потерь короткого замыкания Рк.

На основании справочных параметров рассчитываются активное и реактивное сопротивление трансформатора, реактивные потери холостого хода Qх по следующим выражениям ( параметры рассчитаны для трансформатора ТМ-63/10)

                                                       ( SEQ ( * ARABIC 1

гдев кВт и кВА,

                                                                             ( SEQ ( * ARABIC 2

где Uк в %

                                                                            ( SEQ ( * ARABIC 3

Параметры рассчитаны для трансформатора мощностью 63кВА с порядковым номером 8.

Параметры трансформаторов расчетной схемы приведены в табл.4.

Для поддержания уровней напряжения враспределительной сети широко используется переключение отпаек трансформаторов на обмотке высокого напряжения, что приводит к изменению коэффициента трансформации и эквивалентно введению добавки напряжения на обмотке низкого напряжения на величину Е.Переключение может проводиться при отключенном от сети трансформаторе ( трансформаторы с ПБВ- переключение без возбуждения) и при подключенной нагрузке ( трансформаторы с РПН- регулирование под нагрузкой). Следует отметить, что трансформаторы с РПН значительно дороже (более, чем в 2 раза) трансформаторов с ПБВ и поэтому их использование ограничено. Использование РПН оправдано в трансформаторах мощностью более 1000МВт. Это, прежде всего трансформаторы питающих центров с первичным напряжением 110кВ. В тех случаях, когда не удается обеспечить отклонение напряжения на зажимах приемников в пределах ±5%с использованием ПБВ , используются трансформаторы с РПН.Номинальные отпайки трансформаторов соответствуют добавке напряжения равной 5%. Величины добавок напряжения для ПБВ и РПН приведены в табл.5.

Следует отметить, что при увеличении напряжения в сети уменьшаются потери активной мощности в ЛЭП, поэтому желательноподдерживать отклонения напряжения в узлах питания близкими к величине +5%.

Таблица 4. Параметры трансформаторов

Таблица 5. Добавки напряжения при изменении отпаек трансформаторов

Добавки дляПБВ с 5-ю позициями

Позиция БПВ

1

2

3

4

5

Добавка,%

0

2.5

5

7.5

10

Добавки дляРПН с 13 позициями переключений.

Позиция РПН

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Добавка, %

-4

-2.5

-1

0.5

2

3.5

5

6.5

8

9.5

11

12.5

14

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

Расчетная схема ЛЭП представлена на рис.3.

Параметры схемы определяются выражениями

где

l- длина линии, км

R

X

-jQc

-jQc/2


Рис.3. Расчетная схема участка ЛЭП

                                                                                                      ( SEQ ( * ARABIC 4

t-температура воздуха

ro20- сопротивление 1км провода, приводится в справочниках.

Для провода А35 при температуре –20оС

  

                                                                                            ( SEQ ( * ARABIC 5

Dср –среднее геометрическое расстояние между проводами фаз

Dсрот 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

.                        ( SEQ ( * ARABIC 6

Реактивная мощность, генерируемая ЛЭП

                                            ( SEQ ( * ARABIC 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 мощностии напряжения в ЛЭП и трансформаторах. Расчетпроводится 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 заданномотклонении питающего узла 11100. Расчет начинается с питающего трансформатора и заканчивается самыми удаленными узлами сети.

Мощность конца ЛЭП равна

                                                                                     ( SEQ ( * ARABIC 8

где

  подключенным к узлу n трансформатором

           -эквивалентна мощность подключенных к узлу нагрузок и и ЛЭП, не указанных в схеме

Аналогично рассчитывается реактивная мощность конца ЛЭП.

                                                                     ( SEQ ( * ARABIC 9

Для концаЛЭП 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

                           ( SEQ ( * ARABIC 10

                  ( SEQ ( * ARABIC 11

Мощность начала ЛЭП 5

                                                                                 ( SEQ ( * ARABIC 12

                                                      ( SEQ ( * ARABIC 13

Потери напряжения в ЛЭП в % от номинального напряжения

                   ( SEQ ( * ARABIC 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

                                                                                         ( SEQ ( * ARABIC 15

                                                                                  ( SEQ ( * ARABIC 16

В табл.5 отражен расчет режима ЛЭПдля максимальной зимней нагрузки

В табл. 6 отражен расчет режима трансформаторов для максимальной зимнейнагрузке

На втором этапе рассчитываются отклонения напряжения узловпри 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 позицииРБВ или РПН.

Пример расчета отклонений напряжений узлов отражен в табл. 7.

Анализ режима сети по величинам мощностейиспользуется для оценкивеличины 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 исоставляют 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. Обеспечениережима 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 определяютсярежимы. 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 видноизменение 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. Нарис. 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

5,20184

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 считаетсямало 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 токасоставляют 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 ЛЭП3 и 4 сильно загруженыпо величине тока.

8.Влияние подключения батареи конденсаторов мощностью 900КВАрв 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 превышениюв 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:

· приводит к повышению напряжения в сети и может использоваться для поддержания напряжения в удаленных узлах,

·

Рис.4. Изменеие напряжений узлов при подключении конденсаторной батареи к узлу 1142.

Выводы по работе.

1.   отпаек на 3-ех трансформаторах.

2. (узлы 11100-3100)

3.

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 21981- 640с., с. 91-100

Том 3 кн.21988 - 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. Электроснабжениесельскохозяйственного 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 электрификациясельского 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.