Реферат: Обеспечение качества электроэнергии в распределительных сетях, питающих сельскохозяйственных пот

--PAGE_BREAK--2.1. Схема сети
Рассматривается схема сети приведенная на рис. 1. На схеме отражаются параметры элементов сети и величины нагрузок для режима зимнего максимума.
<img width=«647» height=«344» src=«ref-1_181853996-3874.coolpic» v:shapes="_x0000_s2048">

Рис.1. Расчетная схема сети


2.2. Расчетные режимы  нагрузок 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 трансформаторах  2 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

Зимняя  нагрузка

Летнняя  нагрузка

 

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
    продолжение
--PAGE_BREAK--2.3. Трансформаторы


Типы используемых трансформаторов и узлы их подключения приведены в табл.2
Таблица 2. Подключение трансформаторов
<img width=«232» height=«170» src=«ref-1_181857870-1006.coolpic» v:shapes="_x0000_i1026">
 2.4. Линии передачи
Узлы присоединения, марки проводов и длины ЛЭП приведены в табл.3
Таблица 3. ЛЭП расчетной схемы

<img width=«449» height=«173» src=«ref-1_181858876-1972.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027">
3.Справочные и расчетные параметры элементов схемы 3.1. Трансформаторы
При расчете режима сети используется схема замещения трансформатора, приведенная на рис.2.

<img width=«220» height=«77» src=«ref-1_181860848-1587.coolpic» v:shapes="_x0000_s1563 _x0000_s1488 _x0000_s1489 _x0000_s1491 _x0000_s1492 _x0000_s1493 _x0000_s1494 _x0000_s1495 _x0000_s1496 _x0000_s1497 _x0000_s1498 _x0000_s1499 _x0000_s1500 _x0000_s1501 _x0000_s1502 _x0000_s1503 _x0000_s1504 _x0000_s1505 _x0000_s1506 _x0000_s1507 _x0000_s1508 _x0000_s1509 _x0000_s1510">



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)
<img width=«304» height=«51» src=«ref-1_181862435-1321.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028">                                                       ( 1)

где<img width=«53» height=«24» src=«ref-1_181863756-430.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029"> в кВт и кВА,

<img width=«35» height=«24» src=«ref-1_181864186-277.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030"> — в кВ

<img width=«285» height=«49» src=«ref-1_181864463-1291.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031">                                                                             ( 2)

где Uк в %

<img width=«241» height=«43» src=«ref-1_181865754-1122.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032">                                                                            ( 3)

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

Параметры трансформаторов расчетной схемы приведены в табл.4.
Для поддержания уровней напряжения в  распределительной 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 желательно  поддерживать отклонения напряжения в узлах питания близкими к величине +5%.
Таблица 4. Параметры трансформаторов

<img width=«623» height=«211» src=«ref-1_181866876-3230.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033">
Таблица 5. Добавки напряжения при изменении отпаек трансформаторов

Добавки для  ПБВ с 5-ю позициями

Добавки для  РПН 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



    продолжение
--PAGE_BREAK--3.2.       Параметры ЛЭП


Расчетная схема ЛЭП представлена на рис.3.

Параметры схемы определяются выражениями

<img width=«52» height=«25» src=«ref-1_181870106-341.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034">; <img width=«53» height=«24» src=«ref-1_181870447-431.coolpic» v:shapes="_x0000_i1035">; <img width=«49» height=«24» src=«ref-1_181870878-302.coolpic» v:shapes="_x0000_i1036">

где <img width=«60» height=«24» src=«ref-1_181871180-407.coolpic» v:shapes="_x0000_i1037">сопротивление и проводимости Ом/км и См/км

l — длина линии, км

<img width=«303» height=«86» src=«ref-1_181871587-1797.coolpic» v:shapes="_x0000_s1538 _x0000_s1539 _x0000_s1540 _x0000_s1541 _x0000_s1542 _x0000_s1543 _x0000_s1544 _x0000_s1545 _x0000_s1546 _x0000_s1547 _x0000_s1548 _x0000_s1549 _x0000_s1550 _x0000_s1551 _x0000_s1552 _x0000_s1553 _x0000_s1554 _x0000_s1555 _x0000_s1556 _x0000_s1557 _x0000_s1558 _x0000_s1559 _x0000_s1562">



Рис.3. Расчетная схема участка ЛЭП
<img width=«164» height=«24» src=«ref-1_181873384-630.coolpic» v:shapes="_x0000_i1038">                                                                                                      ( 4)

t-температура воздуха

ro20- сопротивление 1км провода, приводится в справочниках.

Для провода А35 при температуре –20оС

<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_181874014-169.coolpic» v:shapes="_x0000_i1039">   <img width=«256» height=«24» src=«ref-1_181874183-755.coolpic» v:shapes="_x0000_i1040">

<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_181874014-169.coolpic» v:shapes="_x0000_i1041">            <img width=«195» height=«48» src=«ref-1_181875107-875.coolpic» v:shapes="_x0000_i1042">                                                                                            ( 5)

<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_181874014-169.coolpic» v:shapes="_x0000_i1043">где Dср –среднее геометрическое расстояние между проводами фаз

<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_181874014-169.coolpic» v:shapes="_x0000_i1044">Зависимость Dср  от напряжения сети приведена в табл.6

Таблица 6. Среднегеометрические расстояния между фазами ЛЭП



Do — диаметр провода, находится в справочниках.

Для провода АС70 Do=11.4мм

Для ЛЭП 35кВ с проводом АС70 найдем Хо

<img width=«328» height=«43» src=«ref-1_181876320-1323.coolpic» v:shapes="_x0000_i1045">
<img width=«396» height=«69» src=«ref-1_181877643-1678.coolpic» v:shapes="_x0000_i1046">.                        ( 6)

Реактивная мощность, генерируемая ЛЭП

<img width=«383» height=«25» src=«ref-1_181879321-1260.coolpic» v:shapes="_x0000_i1047">.                                            ( 7)
Таблица 4. Параметры ЛЭП схемы
<img width=«598» height=«207» src=«ref-1_181880581-4554.coolpic» v:shapes="_x0000_i1048">

Для ЛЭП 35 кВ генерация реактивной мощности становится значительной и ее необходимо учитывать в расчетах.
    продолжение
--PAGE_BREAK--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

<img width=«129» height=«24» src=«ref-1_181885135-448.coolpic» v:shapes="_x0000_i1049">                                                                                     ( 8)

где <img width=«28» height=«23» src=«ref-1_181885583-265.coolpic» v:shapes="_x0000_i1050"> — мощность начала следующей ЛЭП

<img width=«23» height=«24» src=«ref-1_181885848-241.coolpic» v:shapes="_x0000_i1051"> — мощность потребляемая  подключенным к узлу nтрансформатором

<img width=«25» height=«23» src=«ref-1_181886089-244.coolpic» v:shapes="_x0000_i1052">           -  эквивалентна мощность подключенных к узлу нагрузок и и ЛЭП, не указанных в схеме

Аналогично рассчитывается реактивная мощность конца ЛЭП.

<img width=«148» height=«24» src=«ref-1_181886333-614.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053">                                                                     ( 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

<img width=«25» height=«23» src=«ref-1_181886089-244.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054">           находятся потери мощности в ЛЭП

<img width=«437» height=«48» src=«ref-1_181887191-1480.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055">                           ( 10)

<img width=«464» height=«48» src=«ref-1_181888671-1683.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056">                  ( 11)

Мощность начала ЛЭП 5

<img width=«93» height=«23» src=«ref-1_181890354-386.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057">=340.6+10.6=351.2 кВт                                                                                 ( 12)

<img width=«141» height=«24» src=«ref-1_181890740-579.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058">=143.7+4.9-3.169=145.6кВАр                                                      ( 13)

Потери напряжения в ЛЭП в % от номинального напряжения

<img width=«461» height=«48» src=«ref-1_181891319-1567.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059">                   ( 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

<img width=«157» height=«24» src=«ref-1_181892886-491.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060">                                                                                         ( 15)

<img width=«177» height=«24» src=«ref-1_181893377-665.coolpic» v:shapes="_x0000_i1061">                                                                                  ( 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
<img width=«664» height=«218» src=«ref-1_181894042-5153.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062">
Таблица 6: Режим трансформаторов для максимальной зимней нагрузки

<img width=«584» height=«207» src=«ref-1_181899195-4911.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063">
Таблица 7. Режим узлов сети для зимнего максимума
<img width=«431» height=«321» src=«ref-1_181904106-2785.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064">
Таблица 8. Мощности сети для режимов зимы и лета

<img width=«551» height=«207» src=«ref-1_181906891-4339.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065">
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..

.
    продолжение
--PAGE_BREAK--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
<img width=«645» height=«163» src=«ref-1_181911230-3619.coolpic» v:shapes="_x0000_s1608">
Таблица 9. Добавки напряжения на трансформаторах.

<img width=«410» height=«170» src=«ref-1_181914849-1675.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066">
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


<img width=«456» height=«272» src=«ref-1_181916524-2098.coolpic» v:shapes="_x0000_s2049"> <img width=«457» height=«244» src=«ref-1_181918622-2256.coolpic» v:shapes="_x0000_s2050">



<img width=«564» height=«406» src=«ref-1_181920878-5394.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067">
<img width=«531» height=«317» src=«ref-1_181926272-3560.coolpic» v:shapes="_x0000_s2052"> <img width=«536» height=«371» src=«ref-1_181929832-4244.coolpic» v:shapes="_x0000_s2053">
<img width=«479» height=«308» src=«ref-1_181934076-3347.coolpic» v:shapes="_x0000_s2054">



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

<img width=«385» height=«170» src=«ref-1_181937423-1725.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068">

 Из таблицы видно, что ЛЭП  3 и 4 сильно загружены  по величине тока.
    продолжение
--PAGE_BREAK--