Учебная работа. Выбор системы электроснабжения промышленного предприятия

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Выбор системы электроснабжения промышленного предприятия

Введение

Состояние систем электроснабжения промышленности и прежде всего качество электроэнергии, являющейся промежуточным продуктом, может оказывать существенное влияние на условия работы и технические и экономические показатели работы промышленных предприятий, на производительность труда и в конечном счете на качество и количество выпускаемой промышленной продукции. Таким образом, качество электроэнергии, в частности качество напряжения, в промышленных и городских сетях имеет большое народнохозяйственное значение.

Качество напряжения или режим напряжения в электрической сети характеризуется совокупностью действующих значений напряжения в характерных пунктах этой сети. При этом характерными для сети понимаются пункты, в которых действующие значения напряжений получаются наибольшими или наименьшими.

При этом обычно рассматриваются режимы напряжений для установившихся состояний работы сети — в условиях сравнительно медленных изменений ее нагрузок и имеется в виду сеть трехфазного тока.

Одновременно предполагается, что напряжения по фазам составляют практически симметричную систему и что изменение напряжений во времени (в процессе каждого периода переменного тока) имеет практически синусоидальный характер [1].

Поскольку в сети каждой ступени трансформации значения напряжений должны находиться в определенных пределах, то без применения регулирующих устройств получить допустимый режим напряжений в современных условиях практически нельзя. Его можно было бы обеспечить только при сравнительно небольших значениях потери напряжения в сети. Такие условия были на первых этапах возникновения электрических сетей.

Современные электрические системы характерны многоступенчатой трансформацией и все увеличивающейся протяженностью сетей. В таких условиях суммарная потеря напряжения па пути передачи электрической энергии от ее источников до ее приемников получается весьма большой. При изменении значений нагрузок от наименьших до наибольших достаточно большим получается и изменение суммарной величины потери напряжения во времени. Одним регулированием возбуждения генераторов при этом получить требуемый эффект невозможно.

Следует обратить внимание на тот факт, что выбор коэффициентов трансформации у нерегулируемых под нагрузкой трансформаторов (с ПБВ), хотя и позволяет улучшить режим напряжения в сетях, не приводит к заметному снижению диапазона суммарной потери напряжения в сети, а следовательно, и диапазона изменения отклонений напряжения, так как изменение рабочего положения ответвлений практически можно производить не чаще 2 раз в год.

В условиях эксплуатации основной является задача обеспечения технически допустимых режимов напряжений во всех электрических сетях, однако в технически допустимых пределах при наличии соответствующих степеней свободы следует обеспечивать наибольшую экономическую эффективность системы электроснабжения, которая может быть получена средствами регулирования напряжения.

1. Постановка задачи

Целью данного дипломного проекта является выбор ответвлений трансформаторов распределительной сети 10 кВ рассматриваемого района на ЭВМ.

основные задачи проекта:

а) совершенствование компьютерной программы MIF1 с целью автоматизации процесса выбора ответвлений трансформаторов на ЭВМ;

б) сбор, обработка и подготовка данных по сети 10 кВ района «Л»;

в) выбор и анализ ответвлений трансформаторов в распределительной сети 10 кВ района «Л» на ПЭВМ с учетом и без учета статических характеристик нагрузки;

г) оценка мероприятий по улучшению режима напряжения и расчет технико-экономических показателей сети.

2. Изучение методов и средств регулирования напряжения

2.1 Встречное регулирование напряжения

Для обеспечения технических требований к режиму напряжений принципиально возможно использование следующих способов [2]:

а) централизованное изменение режима напряжения или регулирование напряжения на шинах или выводах центра питания (ЦП);

б) изменение или регулирование значений потерь напряжения в отдельных элементах сети (линиях, трансформаторах) или в нескольких элементах (участках) сети одновременно;

в) изменение или регулирование коэффициента трансформации линейного регулятора или трансформатора включенного на участке сети от ЦП до электроприемников.

здесь под изменением понимается единовременное мероприятие, проводимое на длительный период времени. Таковым может быть: изменение рабочего положения регулировочного ответвления (ПБВ) трансформатора, включение установки продольно-емкостной компенсации, включение дополнительной линии, замена сечения проводов и т.д. При этом режим напряжений может быть существенно улучшен. Однако закон изменения напряжений останется вынужденным, обусловленным изменением нагрузок.

Под регулированием понимается текущее изменение параметра (напряжения, коэффициента трансформации, потери напряжения), применяемое в целях изменения режима напряжений по желаемому закону. Такое изменение осуществляется обычно автоматически. Возможности регулирования во всех случаях оказываются ограниченными. В каждом случае закон регулирования должен специально подбираться.

При эксплуатации сети требуется наиболее полное и экономичное использование всех имеющихся возможностей регулирования. Для этого все средства автоматического регулирования должны иметь соответствующие уставки. В условиях текущей эксплуатации дело сводится к контролю за режимом напряжений и (в случае надобности) выполнению вытекающих из этого контроля мероприятий. К числу их относятся: изменение уставок автоматических регуляторов напряжения, изменение рабочего положения регулировочных ответвлений у нерегулируемых трансформаторов с ПБВ, дополнительная автоматизация имеющихся средств регулирования (если до этого времени они не были автоматизированы) и т.д. При этом в первую очередь выполняются требования обеспечения технически допустимого режима напряжений, а затем и его оптимизации (по мере возможности) или хотя бы некоторого повышения экономичности.

В зависимости от характера изменения нагрузки в каждом из указанных типов регулирования напряжения можно выделить несколько подтипов. Так, например, в централизованном регулировании напряжения можно выделить три подтипа: стабилизация напряжения; двухступенчатое регулирование напряжения; встречное регулирование напряжения [2].

Стабилизация применяется для потребителей с практически неизменной нагрузкой, например для трехсменных предприятий, где уровень напряжения необходимо поддерживать постоянным. Для потребителей с ярко выраженной двухступенчатостью графика нагрузки (например для односменных предприятий) применяют двухступенчатое регулирование напряжения. При этом поддерживаются два уровня напряжения в течение суток в соответствии с графиком нагрузки. В случае переменной в течение суток нагрузки осуществляется так называемое встречное регулирование. Для каждого значения нагрузки будут иметь свое изменением нагрузки. Чтобы отклонения напряжения не выходили за рамки допустимых значений, надо регулировать напряжение, например в зависимости от тока нагрузки.

Нагрузка меняется не только в течение суток, но и в течение всего года. Например, наибольшая в течение года нагрузка бывает в период осенне-зимнего максимума, наименьшая — в летний период. Встречное регулирование состоит в изменении напряжения в зависимости не только от суточных, но также и от сезонных изменений нагрузки в течение года. Оно предполагает поддержание повышенного напряжения на шинах электрических станций и подстанций в период наибольшей нагрузки и его снижение до номинального в период наименьшей нагрузки.

Трансформатор представлен как два элемента — сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор. Приняты следующие обозначения: U1напряжение на шинах центра питания; U− напряжение на шинах первичного напряжения (ВН) районной подстанции; U 2H — напряжение на шинах вторичного напряжения (НН) районной подстанции; U3 − напряжение у потребителей.

Напряжение на шинах ВН районной подстанции:

U2в = U1− ΔU12.

Напряжения на шинах ВН и НН отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе ΔUт, и, кроме того, в идеальном трансформаторе напряжение понижается в соответствии с коэффициентом трансформации, что необходимо учитывать при выборе регулировочного ответвления.

Процентные отклонения имеются в виду для всех V и ΔV на поле этого рисунка.

В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение U2н до величины, как можно более близкой к Uном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение nт, чтобы выполнялось следующее условие:

U2н.нм Uном. (2.1)

В режиме наибольших нагрузок увеличивают напряжение U2н до величины, наиболее близкой к 1,05-1,1Uном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение nт, чтобы выполнялось следующее условие:

U2н.нб (1,05 — 1,1) Uном. (2.2)

таким образом, напряжение на зажимах потребителей, как удаленных от центра питания, так и близлежащих вводится в допустимые пределы. При таком регулировании в режимах наибольших и наименьших нагрузок напряжение соответственно повышается и понижается. Поэтому такое регулирование называют встречным.

2.2 Регулирование напряжения на электростанциях

Изменение напряжения генераторов возможно за счет регулирования тока возбуждения. Не меняя активную мощность генератора, можно изменять напряжение только в пределах ±0,05Uном.г, т.е. от 0,95Uном.г до 1,05Uном.г.

При Uном.с=6кВ номинальное напряжение генератора Uном.г=6,3 кВ и диапазон регулирования 6-6,6 кВ. При Uном.c=10 кВ напряжение генератора Uном.г=10,5 кВ и диапазон регулирования 10-11 кВ.

Отклонение напряжения на выводах генератора более чем на ±5% номинального приводит к необходимости снижения его мощности. Этот диапазон регулирования напряжения (±5%) явно недостаточен. На каждой ступени трансформации потери напряжения в относительных единицах равны:

ΔUт0,1Sт,

где ST = Sт/Shom − мощность трансформатора в относительных единицах.

При трех-четырех трансформациях потери напряжения в сети составляют 0,3 − 0,4Sт. Если принять Pнб=1, а Рнм = 0,4, то при этих условиях потери напряжения в процентах Uном в режимах наибольших и наименьших нагрузок составляют соответственно:

ΣΔUнб% ≈ 30−40%, ΣΔUнм% ≈ 12−16%.

Отсюда видно, что диапазон изменения напряжения у потребителя составляет:

ΣΔUнб% − ΣΔUнм% 18−24%.

поэтому диапазон изменения напряжения у генератора, составляющий только 10%, явно недостаточен.

Генераторы электростанций являются только вспомогательным средством регулирования по двум причинам: 1) недостаточен диапазон регулирования напряжения генераторами; 2) трудно согласовать требования по напряжению удаленных и близких потребителей.

Как единственное средство регулирования генераторы применяются только в случае системы простейшего вида − типа станция − нераспределенная нагрузка. В этом случае на шинах изолированно работающих электростанций промышленных предприятий осуществляется встречное регулирование напряжения. Изменением тока возбуждения генераторов повышают напряжение в часы максимума нагрузок и снижают в часы минимума.

Повышающие трансформаторы на электростанциях ТДЦ/110 с номинальным напряжением обмотки ВН Uв.ном =110 кВ и часть из ТДЦ/220 с Uв.ном = 220кВ, как и генераторы, являются вспомогательным средством регулирования напряжения, потому что также имеют предел регулирования ±2Ч2,5% Uв.ном и с их помощью нельзя согласовать требования по напряжению близких и удаленных потребителей. Повышающие трансформаторы ТЦ и ТДЦ с Uв.ном=150, 330−750 кВ выпускаются без устройств для регулирования напряжения. поэтому основным средством регулирования напряжения являются трансформаторы и автотрансформаторы районных подстанций.

2.3 Регулирование напряжения на понижающих подстанциях

По конструктивному выполнению различают два типа трансформаторов понижающих подстанций: а) с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т.е. с отключением от сети (сокращенно «трансформаторы с ПБВ»); б) с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (сокращенно «трансформаторы с РПН»). Обычно регулировочные ответвления выполняются на стороне высшего напряжения трансформатора, которая имеет меньший рабочий ток. При этом облегчается работа переключающего устройства.

рассмотрим простейшую схему, представленную на рисунке 2.2, а.

При этом напряжение на шинах ВН подстанции будет отличаться от напряжения генераторов электростанции U1 на величину потерь в линии ΔUc, а напряжение на шинах НН подстанции, приведенное к ВН Uв2н будет отличаться еще и на величину потерь напряжения в сопротивлении трансформатора ΔUт:

, .

Действительное напряжение на шинах НН подстанций определяется как:

(2.3)

где − коэффициент трансформации трансформатора; Uотв − напряжение регулировочного ответвления обмотки ВН; Uн.ном− номинальное напряжение обмотки НН.

Меняя коэффициент трансформации, можно изменять напряжение на стороне НН подстанции U2н. именно на этом принципе и работают все средства регулирования напряжения на подстанциях.

По условиям встречного регулирования (2.1) и (2.2)

где % — желаемое отклонение напряжения в процентах номинального в режиме наибольших нагрузок; % − то же для режима наименьших нагрузок. Соответственно:

.

Действительное значение напряжения на стороне НН определяется по выражению (2.3).

Из электрического расчета сети определяются− напряжение на стороне НН в режиме наибольших нагрузок, приведенное к ВН; − напряжение на стороне НН в режиме наименьших нагрузок, приведенное к ВН. По значениям и определяются желаемые ответвления регулируемой обмотки высшего напряжения трансформатора в режимах наибольших и наименьших нагрузок:

, . (2.4)

Рисунок 2.1 − Схема обмоток трансформатора с ПБВ

Рис. 2.2. Трансформатор с РПН: а − условное обозначение; б − схема обмоток трансформатора с РПН; в, г переключение ответвлений

Желаемые ответвления, определенные по (2.4), округляются до таких ближайших стандартных значений, чтобы выполнялись условия (2.1), (2.2).

Трансформаторы без регулирования под нагрузкой (ПБВ) в настоящее время изготовляют с основным и четырьмя дополнительными ответвлениями. Схема обмотки такого трансформатора приведена на рисунке 2.1. Основное ответвление имеет напряжение, равное номинальному напряжению первичной обмотки трансформатора Uв.ном. Для понижающих трансформаторов Uв.ном равно номинальному напряжению сети Uном.с, к которой присоединяется данный трансформатор. При основном ответвлении коэффициент трансформации трансформатора называют номинальным. При использовании четырех дополнительных ответвлений коэффициент трансформации отличается от номинального на +5, +2,5, −2,5 и −5%. Вторичная обмотка трансформатора является центром питания сети, подключенной к этой обмотке. Поэтому номинальное напряжение вторичной обмотки трансформаторов выше номинального напряжения сети: на 5% −для трансформаторов небольшой мощности, на 10% − для остальных трансформаторов. предположим, что к первичной обмотке при использовании основного ответвления подведено напряжение, равное Uном.с, и на стороне НН при холостом ходе напряжение равно 1,05 Uном.с. При этом добавка напряжения равна 5%. Изменяя ответвления трансформатора с ПБВ, можно получить добавки напряжения, округленные значения которых приведены ниже:

Ответвление первичной обмотки, %……. +5 2,5 0 −2,5 −5

Напряжение на стороне НН

при холостом ходе …………. 1 1,025 1,05 1,1 1,1

Добавка напряжения, % ……………… 0 +2,5 +5 +7,5 10

чтобы переключить регулировочное ответвление в трансформаторе с ПБВ, требуется отключить его от сети. Такие переключения производятся редко, при сезонном изменении нагрузок. поэтому в режиме наибольших и наименьших нагрузок в течение суток (например, днем и ночью) трансформатор с ПБВ работает на одном регулировочном ответвлении и соответственно с одним и тем же коэффициентом трансформации. При этом нельзя осуществить требование встречного регулирования, т.е. выполнить условия (2.1), (2.2). действительно, в соответствии с (2.3):

, .

Обычно < поэтому < , что противоречит требованиям встречного регулирования (2.1), (2.2). Встречное регулирование можно осуществлять, только изменяя и коэффициент трансформации в течение суток, т.е. переходя от режима наибольших нагрузок к режиму наименьших.

Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой, со встроенным устройством РПН (рисунок 2.2, а) отличаются от трансформаторов с ПБВ наличием специального переключающего устройства, а также увеличенным числом ступеней регулировочных ответвлений и диапазоном регулирования. Например, для трансформаторов с номинальным напряжением основного ответвления обмотки ВН, равным 115 кВ, предусматриваются диапазоны регулирования + 16% при 18 ступенях регулирования по 1,78% каждая.

На рисунке 2.4, б изображена схема обмоток трансформатора с РПН.

Обмотка ВН этого трансформатора состоит из двух частей: нерегулируемой а и регулируемой б. На регулируемой части имеется ряд ответвлений к неподвижным контактам 1, 4. Ответвления 1,2 соответствуют части витков, включенных согласно с витками основной обмотки (направление тока указано на рисунке 2.2, б стрелками). При включении ответвлений 1 и 2 коэффициент трансформации трансформатора увеличивается. Ответвления 3 и 4 соответствуют части витков, соединенных встречно по отношению к виткам основной обмотки. Их включение уменьшает коэффициент трансформации, так как компенсирует действие части витков основной обмотки. Основным выводом обмотки ВН трансформатора является точка О. Число витков, действующих согласно и встречно с витками основной обмотки, может быть неодинаковым. На регулируемой части обмотки имеется переключающее устройство, состоящее из подвижных контактов в и г, контактов К1 и К2 и реактора Р. Середина обмотки реактора соединена с нерегулируемой частью обмотки а трансформатора. Нормально ток нагрузки обмотки ВН распределяется поровну между половинами обмотки реактора. Поэтому магнитный поток мал и потеря напряжения в реакторе также мала.

Допустим, что требуется переключить устройство с ответвления 2 на ответвление 1. При этом отключают контактор К1 (рисунок 2.4, в), переводят подвижный контакт в на контакт ответвления 1 и вновь включают контактор К1 (рисунок 2.4, г). Таким образом, секция 1, 2 обмотки оказывается замкнутой на обмотку реактора Р. значительная индуктивность реактора ограничивает уравнительный ток, который возникает вследствие наличия напряжения на секции 1, 2 обмотки. после этого отключают контактор K2 переводят подвижней контакт г на контакт ответвления и включают контактор К2.

С помощью РПН можно менять ответвления и коэффициент трансформации под нагрузкой в течение суток, выполняя таким образом требования встречного регулирования (2.1), (2.2).

Линейные регулировочные трансформаторы (ЛР) и последовательные регулировочные трансформаторы применяются для регулирования напряжения в отдельных линиях или в группе линий. Так, они применяются при реконструкции уже существующих сетей, в которых используются трансформаторы без регулировки под нагрузкой, В этом случае для регулирования напряжения на шинах подстанции ЛР включаются последовательно с нерегулируемым трансформатором (рисунок 2.3, а).

Для регулирования напряжения на отходящих линиях линейные регуляторы включаются непосредственно в линии (рисунок 2.3, б).

Рисунок 2.3 − Линейные регулятор: а, бспособы включения; в-схема обмоток; грегулирование напряжения по модулю; д — регулирование напряжения по фазе; е − регулирование напряжения по модулю и фазе

Линейный регулировочный трансформатор — статический электрический аппарат, который состоит из последовательного 2 и питающего 1 трансформаторов (рисунок 2.3, в). Первичная обмотка питающего трансформатора 3 может получать питание от фазы А или от фаз В, С. Вторичная обмотка 4 питающего трансформатора содержит такое же устройство переключения контактов под нагрузкой 5, как и в РПН. Один конец первичной обмотки 6 последовательного трансформатора 6 подключен к средней точке вторичной обмотки 4 питающего трансформатора, другой − к переключающему устройству 5. Вторичная обмотка 7 последовательного трансформатора соединена последовательно с обмоткой ВН силового трансформатора, и добавочная ЭДС ДЕ в обмотке 7 складывается с ЭДС в обмотке ВН.

Если на первичную обмотку 3 питающего трансформатора подается напряжение фазы А (сплошные линии на рисунке 2.5, е), то ЭДС обмотки ВН силового трансформатора с помощью устройства РПН, описанного выше, регулируется по модулю (рисунок 2.5, г). При этом EAΣмодуль результирующей ЭДС обмотки ВН силового трансформатора и обмотки 7 линейного регулятора − равен:

,

где − модуль ЭДС в фазе А обмотки ВН силового трансформатора.

Если обмотка 3 подключается к двум фазам В и С (штриховые линии на рис. 2.5, в), то результирующая ЭДС обмоток ВН и 7 изменяется по фазе (рисунок 2.5, д):

.

Регулирование напряжения по модулю, когда и совпадают по фазе (рис. 2.5, г), называется продольным. При таком регулировании коэффициент трансформации nт − действительная величина. Регулирование напряжения по фазе, когда и сдвинуты на 90° (рисунок 2.5, д), называется поперечным. Регулирование напряжения по модулю и фазе называется продольно-поперечным (рисунок 2.5, е). В этом случае обмотка 5 подключена к фазам А и В. При продольно-поперечном регулировании коэффициент трансформации n комплексная величина.

Линейные регулировочные трансформаторы большой мощности изготовляются трехфазными, мощностью 16 — 100МВ-А с РПН ±15%, на 6,6-38,5 кВ; последовательные регулировочные трансформаторы — трехфазными мощностью 92 и 240 MB — А на 150 и 35 кВ.

3. изучение методики и программы по выбору ответвлений трансформаторов в сетях 10 кВ

3.1 методика определения ответвлений трансформаторов

В распределительной сети 10 (6) кВ, как правило, устанавливают трансформаторы, не имеющие устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Вместе с тем, эти трансформаторы имеют ответвления, позволяющие устанавливать различные коэффициенты трансформации. Поскольку на них нет устройств РПН, то на каждом конкретном трансформаторе, в различных режимах (наибольших и наименьших нагрузок) может быть установлено только одно ответвление.

На трансформаторах обычно имеется 5 ответвлений со ступенью регулирования коэффициентов трансформации 2,5%.

Величина добавки напряжения, создаваемая трансформатором, зависит от установленного ответвления [3]:

(3.1)

где U*1ном — номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора (в отн. ед.) с учётом установленного ответвления; U*2ном — номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора (в отн. ед.).

Таблица 3.1 − Добавки напряжения на трансформаторах ТП

Номер ответвленияОтветвление первичной обмотки трансформатора, %Напряжение ответвления, кВЗначение добавки напряжения, δUт, %точное значениеокругленное значение123451+510,5 (6,3)0,2602+2,510,25 (6,15)2,632,53010 (6)5,2654-2,59,75 (5,85)7,97,55-59,5 (5,7)10,810

Для обеспечения допустимых отклонений напряжения у электроприемников целесообразно использовать все имеющиеся ответвления трансформаторов (смотри таблицу 3.1). При этом каждому из ответвлений будет соответствовать определённая зона распределительной сети. На ТП, близких к ЦП, следует стремиться установить ответвления с меньшими добавками напряжения (т.е. +5 или +2,5%), а на удалённых ТП — наоборот, с большими добавками напряжения (т.е. -2,5 или -5%).

Сформулируем условия перехода с одного ответвления трансформатора на другое. Для этого определим величины потерь напряжения, при которых на трансформаторных ТП, ближайших к ЦП, может быть установлена наименьшая добавка напряжения 0.26%, соответствующая ответвлению трансформатора +5% (смотри таблицу 3.1).

Запишем выражение для отклонения напряжения на шинах 0,38кВ ТП:

δUТП=δUЦП-ΔUH+δUT,

где δUЦП − отклонение напряжения на шинах ЦП; ΔUH — потеря напряжения от шин ЦП до шин 0.38 кВ ТП; δUT — добавка напряжения на трансформаторе ЦП.

Отсюда:

ΔUH=δUЦП — δUТП +δUT. (3.2)

С учётом отмеченного наибольшая потеря напряжения от шин ЦП до шин 0.38 кВ ТП, при которой на трансформаторах ТП может быть установлено ответвление, соответствующее наименьшей добавке напряжения δUТ.НМ=0.26, может быть определено из следующих выражений.

Для режима наибольших нагрузок:

а) (3.3)

отсюда

(3.4)

б) (3.5)

отсюда

. (3.6)

таким образом, по условию наибольших нагрузок наименьшая добавка напряжения на трансформаторах может быть выбрана на ТП, для которых одновременно выполняются условия (3.3) и (3.5).

Для режима наименьших нагрузок:

а) (3.7)

отсюда

(3.8)

б) (3.9)

отсюда

(3.10)

Отсюда, по условию наименьших нагрузок, наименьшая добавка напряжения может быть выбрана на ТП, для которых одновременно выполняются условия (3.4) и (3.6).

Следовательно, добавка напряжения 0,26 (ответвление +5%) будет удовлетворять требованиям допустимых отклонений напряжения у всех электроприемников на ТП, для которых одновременно выполняются условия (3.4), (3.6), (3.8) и (3.10). Сравнивая и , полученные по результатам электрических расчётов (смотри таблицу 3.1), с указанными условиями, находят ТП, на которых следует выбрать ответвление трансформаторов +5%.

После установления зоны сети, в которой могут быть выбраны ответвления +5%, переходят к нахождению зоны сети, удовлетворяющей следующему ответвлению, +2,5% с добавкой напряжения δUТ = 2,63% (см. табл. 1). Для этого в формулы (3.3), (3.5), (3.7), (3.9) вместо добавки напряжения 0,26 подставляют добавку 2,63 и находят ТП, соответствующие условиям (3.4), (3.6), (3.8), (3.10).

Аналогичным образом поступают для нахождения зон сети, в которых следует установить остальные ответвления трансформаторов (0, -2.5, -5%).

3.2 Описание программы на ЭВМ «Миф1» расчета и анализа режимов распределительных электрических сетей и инструкция пользования ею

Программа Миф1 предназначена для расчета и анализа режимов разомкнутых электрических сетей 6-20 кВ по наибольшим и наименьшим нагрузкам понижающих трансформаторных подстанций 6-20/0,38 кВ с учетом и без учета статических характеристик нагрузок потребителей. В расчетную схему сети входят питающий трансформатор и отходящая от него схема распределительной сети 6-20 кВ вместе с ТП 6-20/0,38 кВ. В качестве режимной информации используются: напряжения на понижающих шинах центра питания в режимах наибольших и наименьших нагрузок, ток ЦП в режиме наибольших нагрузок, коэффициент мощности и постоянное отношение наименьших нагрузок ТП к наибольшим. Кроме того, задаются коэффициенты статических характеристик активных и реактивных нагрузок ТП по напряжению.

алгоритм программы МИФ1 работает следующим образом. после ввода исходной режимной и топологической информации о сети программа формирует массив токовых нагрузок понижающих трансформаторных подстанций 6-20 кВ/0,38 кВ.

нагрузки ТП рассчитываются путем распределения заданного суммарного тока ЦП в режиме наибольших нагрузок пропорционально установленным номинальным мощностям трансформаторов сети. после этого производится семантический контроль данных и по возможности автоматическое исправление типовых ошибок, наиболее часто встречающихся при подготовке исходной информации. К ним относятся: отсутствие источника питания (ЦП), потеря связности схемы (наличие разрывов), выход численных значений характеристик сети (длины участков, установленные мощности трансформаторов, нагрузки ТП и т.д.) за реально существующие пределы. При этом вместо ошибочно введенных данных принимаются их статистические средние, выдаются диагностические сообщения о координатах и характере ошибок и там, где это возможно, расчет продолжается. После построения конфигурационной модели сети выполняется расчет потокораспределения в схеме сети по наибольшим токовым нагрузкам ТП вначале без учета статических характеристик Р(U), Q(U) по напряжению. Расчет ведется по номинальному напряжению без учета потерь мощности. Далее с использованием каталожных данных файлов SLEP.TXT и STR.TXT определяются активные и реактивные сопротивления участков схемы, потери напряжения в сети от шин ЦП до шин 0,38 кВ каждой ТП в режимах наибольших и наименьших нагрузок и отклонения напряжения на шинах 0,38 кВ в этих же режимах при заданных коэффициентах трансформации. Для расчета отклонений напряжений в режиме наименьших нагрузок в программе дополнительно вычисляются напряжения на шинах 0,38 кВ ТП в данном режиме. Они определяются в виде разности напряжения, заданного на шинах ЦП для режима наименьших нагрузок, и потерь напряжения в этом же режиме, после чего печатаются результаты расчета установившегося режима сети в режиме наибольших нагрузок. Загрузка линейного участка сети представляет собой отношение наибольшего тока провода (кабеля) к допустимому току по нагреву, а загрузка трансформаторного участка — это отношение нагрузки трансформатора, заданной в виде полной мощности, к номинальной мощности трансформатора ТП.

после печати режима сети вычисляются суммарные потери активной и реактивной мощности в схеме, нагрузки ТП пересчитываются по заданным статическим характеристикам и все проведенные вычисления в программе повторяются, но уже с измененными нагрузками. Все результаты расчета по программе выдаются в один файл.

Программа МИФ1 состоит из выполнимого файла MIF1.EXE и двух открытых файлов справочной информации — файла SLEP.TXT с каталожными данными проводов и кабелей и файла STR.TXT с каталожными данными трансформаторов. При необходимости в оба файла справочных данных можно вносить требуемые дополнения. Для выполнения расчетов по программе МИФ1 необходимо:

подготовить и проверить файл исходных данных NAME.DAT;

запустить файл MIF1.EXE;

просмотреть, проанализировать и распечатать файл результатов расчета NAME.RES [3].

Пример подготовленного файла исходных данных NAME.DAT показан в конце данного раздела. файл данных всегда состоит из двенадцати одинаковых по содержанию строк 1 — 12, строк с топологией схемы сети (строки 13 — N) и четырех дополнительных строк (строки (N + 1) — (N + 4)).

Содержание строк файла данных:

строка — номер варианта расчета (у всех одинаково);

строка — информационная карта управления печатью (у всех одинаково). Единицы перфорируются в позициях 2, 17, 32, 47, 62.

строка — комментарий (наименование п/с);

строка — название питающей подстанции;

строка — комментарий;

строка — пять чисел, которые перфорируются в любом месте строки не менее, чем через один пробел друг от друга. Первое число — всегда 1, второе — номинальное напряжение сети (10), третье — номинальное напряжение шин ТП (0,38), четвертое — напряжение на шинах ЦП в режиме наибольших нагрузок (10,5) и пятое — напряжение на шинах ЦП в режиме наименьших нагрузок (10,2);

строка — комментарий;

строка — номер линии (4 символа);

строка — комментарий;

строка — три числа в любом месте строки не менее чем через пробел (первое число — суммарный ток ЦП в режиме наибольших нагрузок (50), второе число — коэффициент мощности ЦП (0,9), третье число — отношение наименьших нагрузок ТП к наибольшим (0,25));

строка — комментарий;

строка — питающий участок сети (у всех одинаковый). Начало участка ЦП (первая позиция), конец участка 1 (шестая позиция), марка участка А-70 (одиннадцатая позиция) и число 0,00002 (двадцать четвертая позиция);

(13 — N) строки — топология схемы сети 6-20 кВ;

N1 — начало участка (4 символа с 1-й позиции);

N2 — конец участка (4 символа с 6-й позиции);

Марка — марка провода (кабеля) или пробелы (для участка с трансформатором) (8 символов с 11-й позиции);

L/ — Sном — длина участка в километрах или с минусом номинальная мощность трансформатора (с 24-й позиции);

KTR — коэффициент трансформации ТП как отношение напряжения ответвления к номинальному напряжению обмотки низшего напряжения трансформатора (в данном случае 25.0).

Пример кодировки участка линии:

21А-701.

Пример кодировки трансформаторного участка:

102 — 400.025.

(N + 1) строка — признак конца кодировки топологии схемы

(N + 2) строка — комментарий;

(N + 3) строка — коэффициенты полинома P(U) статической характеристики активной мощности нагрузки (всегда четыре значения А0, А1, А2 и А3 — 1. V V — 0.75 V V 4.75 V V 2.51 не менее чем через один пробел);

(N + 4) строка — коэффициенты полинома Q(U) статической характеристики реактивной мощности нагрузки (3 числа В0, В1 и В2 — 1. V V 3. V V 2.2 не менее чем через один пробел).

Пример подготовленного файла исходных данных

ВАРИАНТ1 строка

ДАННЫЕ 1 ЛИНИЯ 1 ПОДСТАНЦИЯ 11 РЕЖИМ 1 УЧАСТОК 12 строка

НАИМЕНОВАНИЕ П/С:3 строка

«Лунинец» 110/104 строка

ЧИСЛО РЛ, UNOM BН, UNOM НН, U НА ШИНАХ ВН В МАХ И МИН РЕЖИМАХ5 строка

10. 0.38 10.5 10.26 строка

КОД СХЕМЫ ЛИНИИ7 строка

8 строка

СУММАРНЫЙ ТОК ЦП В РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШМХ НАГРУЗОК, COS Fi, KMAXMIN 9 строка

. 0.9 0.2510 строка

N1 N2 MAРКА L/-Snom KTR11 строка

ЦП 1 А-70 0.00001 12 строка

21 А-70 1.00 13 строка

2 ААШВ-95 0.65

3 А-70 4.3

4 АС-25 0.96

5 А-70 2.4

102 -400.0 25.0

111 -400.0 25.0

6 АС-25 0.56

7 АС-25 0.16

101 -100.0 25.0

8 А-35 0.96

103 -63.0 25.0

9 АС-25 0.88

10 А-35 0.72

104 -20.0 25.0

11 АС-25 0.64

12 АС-25 0.16

107 -100.0 25.0

13 АС-25 0.96

108 -30. 25.0

14 А-35 2.08

15 А-35 1.36

16 А-35 0.88

109 -400.0 25.0

17 АС-25 0.72

110 -50.0 25.0

18 АС-35 0.56

19 АС-35 1.04

106 -25.0 25.0

20 АС-35 1.0

105 -40.0 25.0 N-я строка

** N+1 строка

* КОЭФИЦИЕНТЫ P(U): (A0, A1, A2, A3) и Q(U): (B0, B1, B3)*N+2 строка

. -0.75 4.75 2.51 N+3 строка

. 3. 2.2N+4 строка

4. Выбор ответвлений трансформаторов в сетях 10 кВ распределительной линии вручную

4.1 Исходные данные

Заданы схема сети напряжением 10 кВ, приведенная на рис. 4.2, и параметры сети: длины участков сети, их марки проводов и номинальные мощности трансформаторов 10/0,38 кВ. В центре питания установлен трансформатор 110/10 кВ со ступенями РПН δUст = 1.78%. Суммарный ток ЦП в режиме наибольших нагрузок со стороны 10 кВ Iнб =30 А cosφ = 0,9. Допустимые отклонения напряжения у электроприёмников δUдоп= 5%. Отношение наименьшей нагрузки к наибольшей m = 0,3. Потерю напряжения в режиме наибольших нагрузок от шин 0,38 кВ ТП до ближайшего приемника принять = 0%, а до наиболее удалённого — = 5%. Коэффициент чувствительности регулятора напряжения принять n=1,4.

выбрать режим регулирования напряжения в ЦП и ответвления трансформаторов ТП.

4.2 Расчет параметров трансформаторных подстанций 10/0,38 кВ и участков сети

По заданным маркам проводов, используя справочные данные (например, [4]), находим удельные сопротивления r0 и x0. По заданным длинам линий находим активные и реактивные сопротивления. Заносим их в таблицу 4.1 и указываем на схеме рисунка 4.2.

Аналогично поступаем с параметрами трансформаторов ТП. Паспортные данные приведены в таблице 4.2. Расчёт сопротивлений ведём по формулам (4.1):

, , (4.1)

где ΔРк — потери короткого замыкания, кВт; Uк — напряжение короткого замыкания, %; Sном — номинальная мощность трансформатора, кВ.А; Uномноминальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ.

Так, для трансформатора 100кВ.А имеем:

Найдём суммарную номинальную мощность трансформаторов ТП:

SномΣ =250 + 100 + 160 + 100 + 100 = 710 кВ.А.

По заданному току трансформатора ЦП в режиме наибольших нагрузок Iцп.нб=30 А по формуле (4.2) вычислим токи всех трансформаторов ТП.

(4.2)

где − Iцп.нб заданный ток ЦП; Si ном -номинальная мощность трансформатора i-ой ТП; n-число ТП, подключенных к ЦП.

Так, для трансформатора 2 — 3:

Таблица 4.1 − параметры участков сети

Номер участка сетиR, ОмХ, ОмРнб, кВтQнб, квар, В, ВΔU, ВΔU, %линии1-20,860,747523240,816,2570,572-41,291,0333516443,216,960,10,604-51,20,71808821,66,227,80,284-71,51.21757626,29,135,30,355-110,60,490445,41,87,10,077-91,070,8665327,02,89,80,10Трансформаторы2-36181406884122,4206,42,065-61028904490123,8213,82,147-81028904490123,8213,82,149-101028904490123,8213,82,1411-1223476532149,5150,4299,93,00

Таблица 4.2 − Паспортные данные трансформаторов 10/0,38 кВ

Sном, кВ.АUK, %ΔPK, кВт1004,72,271604,52,652504,53,7

Таблица 4.3 − Режимные параметры трансформаторов ТП

Номер трансформатораТок Iнб, АМощностиPнб, кВтQнб, квар2-39,0140685-65,890447-85,890449-105,8904411-124,26532

По заданному cosφ = 0,9 с использованием формул (4.3):

(4.3)

Вычислим активные и реактивные мощности ТП. Так, для трансформатора 2-3 получим:

P23 нб =.10. 9,0. 0,90 = 140 кВт,

Q23 нб =∙10∙9,0∙0,436 = 68 квар.

Результаты вычислений занесем в таблицу 4.3 и укажем на схеме рисунка 3.2.

4.3 Определение зоны нечувствительности автоматического регулятора напряжения трансформатора в центре питания

С использованием заданных ступени регулирования на трансформаторе ЦП δUст=1,78% и коэффициента чувствительности n =1,4 по формуле (4.4):

, (4.4)

найдём зону нечувствительности регулятора:

.

4.4 Расчёт режимов распределительной сети

Найдём потоки мощности на каждом участке сети без учёта потерь мощности и нанесём их на схему рисунка 3.2 и занесём в таблицу 4.1. По формулам (4.5) найдём потери напряжения в вольтах и в процентах:

, . (4.5)

Так, для участка 1-2 будем иметь:

, .

По найденным потерям напряжения на участках сети вычислим потери напряжения в процентах от шин ЦП до шин 0,38 кВ каждой ТП. Так, для шин 10 будем иметь:

.

Результаты занесём в таблицу 4.4.

Таблица 4.4 − потери напряжения от шин ЦП до шин 0,38 кВ ТП

Номер шин 0,38 кВ ТПΔU, %, в режименаибольших нагрузокнаименьших нагрузок32,630,7963,591,0883,661,1103,761,13124,521,36

По заданному отношению наименьшей нагрузки к наибольшей m = 0,3 найдём потери напряжения от шин ЦП до шин 0,38кВ ТП в режиме наименьших нагрузок. Так, для шин 3 (см. рис. 3) будем иметь:

.

Результаты расчётов занесем в таблицу 4.4.

4.5 Определение допустимых отклонений напряжения на шинах 0,38 кВ ТП

Будем ориентироваться на то, что у ближайшего к ТП приёмника отклонение напряжения может быть равно верхнему допустимому пределу δUб = +5%, а у наиболее удалённого − нижнему допустимому пределу
δUу = -5%.


По условию задачи потеря напряжения в сети 0,38кВ от шин ТП до наиболее удалённого приёмника в режиме наибольших нагрузок равна = 5%, а до ближайшего приёмника = 0%. Тогда в режиме наименьших нагрузок эта потеря напряжения составит:

Допустимые отклонения напряжения на шинах 0,38 кВ ТП в режиме наибольших нагрузок вычислим по формулам (4.6):

(4.6)

где − верхний допустимый предел отклонения напряжения; нижний допустимый предел отклонения напряжения.

таким образом, в режиме наибольших нагрузок отклонение напряжения на шинах 0,38 кВ ТП должно находиться в пределах:

По формулам (4.7) аналогично найдём допустимые отклонения напряжения на шинах 0,38 кВ ТП в режиме наименьших нагрузок:

(4.7)

Таким образом, в режиме наименьших нагрузок отклонение напряжения на шинах 0,38 кВ ТП должно находиться в пределах:

.

4.6 Выбор режима встречного регулирования напряжения на шинах 10 кВ ЦП

Выберем следующий режим регулирования:

при наибольших нагрузках = +5%;

при наименьших нагрузках = 0%;

Тогда с учётом найденной зоны нечувствительности регулятора δUнч = 1,2% по формуле (4.8) найдём пределы возможных отклонений напряжения на шинах ЦП в режиме наибольших нагрузок:

(4.8)

= 5 + 1,2 = 6,2%,

= 5 — 1,2 = 3,8%,

где δUнч — зона нечувствительности регулятора, определяемая по формуле (4.4).

Аналогично по формуле (4.9) для режима наименьших нагрузок найдём:

(4.9)

= 0 + 1,2 = 1,2%,

= 0 — 1,2 = -1,2%.

4.7 Выбор ответвлений трансформаторов ТП

Найдём зону сети, в которой может быть выбрана наименьшая добавка напряжения на трансформаторах δUт.нм=0,26 (соответствует ответвлению +5% — смотри таблицу 4.5).

Таблица 4.5 − Добавки напряжения на трансформаторах ТП

Номер ответвленияОтветвление первичной обмотки трансформатора, %Напряжение ответвления, кВЗначение добавки напряжения, δUт, %точное значениеокругленное значение1 2 3 4 5+5 +2,5 0 -2,5 -510,5 (6,3) 10,25 (6,15) 10 (6) 9,75 (5,85) 9,5 (5,7)0,26 2,63 5,26 7,9 10,80 2,5 5 7,5 10

Для этого вычислим соответствующие наибольшие потери напряжения от ЦП до шин 0,38 кВ ТП. Для режима наибольших нагрузок по формулам (4.10) и (4.11).

а) (4.10)

б) (4.11)

получим:

а) = 6,2 — 0 + 0,26 = 6,44%,

= 6,2 — 5 + 0,26 = 1,46%,

отсюда 1,46 ≤ ≤ 6,44;

б) = 3,8 — 0 + 0,26 = 4,06%,

= 3,8 — 5 + 0,26 = -0,94%,

отсюда — 0,94 ≤ ≤ 4,06.

Обобщая неравенства по пп. а) и б), получим, что при ответвлении +5% потеря напряжения должна находиться в пределах: 1,46≤ ≤ 4,06.

Этому условию удовлетворяет только трансформатор 2-3, 5-6, 7-8, 9-10 (смотри рисунок 3.2), до шин 3,6,8,10 которых потери напряжения равны соответственно 2,63; 3,59; 3,66 и 3,76% (смотри таблицу 4.4):

,46 ≤ 2,63 ≤ 4,06,

,46 ≤ 3,59 ≤ 4,06,

,46 ≤ 3,66 ≤ 4,06,

1,46 ≤ 3,95 ≤ 4,06.

Проверим теперь выполнение требований (35) для режима наименьших нагрузок:

(4.12)

Для этого произведём вычисления по формулам (4.13) и (4.14):

а) (4.13)

б) (4.14)

а) = 1,2 — (-3,5) + 0,26 = 4,96%,

= 1,2 — 5 + 0,26 = -3,54%,

отсюда -3,54 ≤ ≤ 5,21;

б) = -1,2 — (-3,5) + 0,26 = 2,56%,

= -1,2 — 5 + 0,26 = -5,94%,

отсюда — 5,94 ≤ ≤ 2,56.

Обобщая неравенства по пп. а) и б), получим, что при ответвлении +5% потеря напряжения должна находиться в пределах: — 3,54 ≤ ≤ 2,56.

Этому условию трансформаторы 2-3, 5-6, 7-8, 9-10 также удовлетворяет, т.к. потеря напряжения до шин составляет соответственно 0,79; 1,08; 1,1; 1,13% (смотри таблицу 4.4):

,54 ≤ 0,79 ≤ 2,56,

,54 ≤ 1,08 ≤ 2,56,

,54 ≤ 1,1 ≤ 2,56,

-3,54 ≤ 1,13 ≤ 2,56.

следовательно, по условию обоих режимов на трансформаторах 2-3, 5-6, 7-8, 9-10 может быть выбрано ответвление +5%.

Перейдём теперь к нахождению зоны сети, в которой может быть установлено ответвление трансформаторов +2,5% с добавкой напряжения δUт = 2,63% (смотри таблицу 4.5).

Для режима наибольших нагрузок по формулам (4.10) и (4.11) получим:

а) = 6,2 — 0 + 2,63 = 8,83%,

= 6,2 — 5 + 2,63 = 3,83%,

отсюда 3,83 ≤ ≤ 8,83;

б) = 3,8 — 0 + 2,63 = 6,43%,

= 3,8 — 5 + 2,63 = 1,43%,

отсюда 1,43 ≤ ≤ 6,43.

С учётом неравенств а) и б):

,83 ≤ ≤ 6,43.

Этому условию удовлетворяют трансформатор 11-12. По данным табл. 4.4 для него соответственно имеем:

1,43 ≤ 4,52 ≤ 6,43.

Проверим требования режима наименьших нагрузок. По формулам (4.13) и (4.14) получим:

а) = 1,2 — (-3,5) + 2,63= 7,33%,

= 1,2 — 5 + 2,63 = -1,17%,

отсюда -1,17 ≤ ≤ 7,33;

б) = -1,2 — (-3,5) + 2,63 = 4,93%,

отсюда — 3,57 ≤ ≤ 4,93.

С учётом ограничений а) и б):

,17 ≤ ≤ 4,93.

Трансформатор 11-12 этим ограничениям также удовлетворяет, т.к. по данным табл. 4.4 для него соответственно имеем:

1,17 ≤ 1,39 ≤ 4,93.

следовательно, по условию обоих режимов на трансформаторах 11-12 может быть установлено ответвление +2,5%.

далее найдём зону сети, соответствующую ответвлению трансформаторов 0% с добавкой напряжения δUт = 5,26% (смотри таблицу 4.5). Для этого проведём аналогичные расчёты.

Для режима наибольших нагрузок по формулам (4.10) и (4.11) получим:

а) = 6,2 — 0 + 5,26 = 11,46%,

= 6,2 — 5 + 5,26= 6,46%,

отсюда 6,46 ≤ ≤ 11,46;

б) = 3,8 — 0 + 5,26 = 9,06%,

= 3,8 — 5 + 5,26 = 4,06%,

отсюда 4,06 ≤ ≤ 9,06.

С учётом неравенства по пп. а) и б):

,46 ≤ ≤ 9,06.

Этому условию не удовлетворяет ни один трансформатор

Для режима наименьших нагрузок:

а) = 1,2 — (-3,5) + 5,26= 9,96%,

= 1,2 — 5 + 5,26 = 1,46%,

отсюда 1,46 ≤ ≤ 10,21;

б) = -1,2 — (-3,5) + 5,26 = 7,56%,

= -1,2 — 5 + 5,26 = -0,94%,

отсюда — 0,94 ≤ ≤ 7,81.

С учётом ограничений по пп. а) и б):

,46 ≤ ≤ 7,81.

Ни один трансформатор этому условию не удовлетворяет (см. табл. 4.4):

1,46 ≤ 1,63 ≤ 7,81.

следовательно, на них не должно быть установлено ответвление 0%.

Результаты выбора ответвлений трансформаторов сведены в таблицу 4.6.

Таблица 4.6 − выбранные ответвления трансформаторов

Номер трансформатораВыбранные ответвления, %2-3+55-6+57-8+59-10+511-12+2,5

5. совершенствование компьютерной программы с целью автоматизации процесса выбора ответвлений на ЭВМ

изучив методику по выбору ответвлений трансформаторов в сетях 10 кВ подробно изложенную в пункте 3 дипломного проекта, был сделан вывод о необходимости усовершенствования программы MIF1 с целью автоматизации процесса выбора ответвлений на ЭВМ.

текст усовершенствования программы для выбора ответвлений MIF1 представлен ниже:

dunb(1)=-knet+5 — (5*kmaxmin)+0.26(2)=-knet+5 — (5*kmaxmin)+2.63(3)=-knet+5 — (5*kmaxmin)+5.26(4)=-knet+5 — (5*kmaxmin)+7.9

dunb(5)=-knet+5 — (5*kmaxmin)+10.8

где dunb(n) − допустимые отклонения напряжения на шинах 0,38 кВ ТП в режиме наименьших нагрузок, соответствующие номерам ответвлений трансформатора с добавками напряжения 0,26; 2,63; 5,26; 7,9; 10,8%.

771if (dumax(n).lt.0.26+knet) go to 701

772if (dumin(n).lt. — 3.54+knet) go to 701

if (dumax(n).lt.5.26-knet) go to 702

go to 703

702 if (dumin(n).lt.dunb(1)) go to 701

go to 770

703 if (dumax(n).lt.7.67-knet) go to 710

go to 712

710 if (dumin(n).lt.dunb(2)) go to 711

go to 770

711 if (dumin(n).gt. — 2.37+knet) go to 706

go to 770

712 if (dumax(n).lt.10.31-knet) go to 713

go to 715

713 if (dumin(n).lt.dunb(3)) go to 714

go to 770

714 if (dumin(n).gt.0.26+knet) go to 707

go to 770

715 if (dumax(n).lt.13.21-knet) go to 716

go to 718

716 if (dumin(n).lt.dunb(4)) go to 717

go to 770

717 if (dumin(n).gt.2.9+knet) go to 708

go to 770

718 if (dumax(n).gt.10.8+knet) go to 730

go to 770

730 if (dumax(n).lt.15.8-knet) go to 731

go to 770

731 if (dumin(n).lt.dunb(5)) go to 732

go to 770

732 if (dumin(n).gt.5.8+knet) go to 709

go to 770

701 notv(n)=1

otv(n)=5

KTREK(N)=26.25

go to 771

706 notv(n)=2

otv(n)=2.5

KTREK(N)=25.625

go to 771

707 notv(n)=3

otv(n)=0

KTREK(N)=25

go to 771

708 notv(n)=4

otv(n)=-2.5

KTREK(N)=24.375

go to 771

709 notv(n)=5

otv(n)=-5

KTREK(N)=23.75

go to 771

770 write (3,772) ny(n)

if (dumax(n).lt.5.26-knet) go to 701

if (dumax(n).lt.7.67-knet) go to 706

if (dumax(n).lt.10.31-knet) go to 707

if (dumax(n).lt.13.21-knet) go to 708

if (dumax(n).gt.10.8+knet) go to 709

В результате расчета распределительной сети в файле результатов получили выбранные программой ответвления представленные ниже:

*****************************************************

* РЕКОМЕНДУЕМОЕ ОТВЕТВЛЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ *

*****************************************************

* N п/п * НОМЕР ШИН * НОМЕР * * * 0.38 кВ *ОТВЕТВЛ. * В% * ТРАНСФОРМ *

*****************************************************

* 1 * 101 * 3 *.0 * 25.000 *

* 2 * 102 * 2 * 2.5 * 25.625 *

* 3 * 103 * 2 * 2.5 * 25.625 *

* 4 * 104 * 2 * 2.5 * 25.625 *

* 5 * 105 * 3 *.0 * 25.000 *

* 6 * 106 * 3 *.0 * 25.000 *

* 7 * 107 * 3 *.0 * 25.000 *

* 8 * 108 * 3 *.0 * 25.000 *

* 9 * 110 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 10 * 109 * 3 *.0 * 25.000 *

* 11 * 111 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 12 * 112 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 13 * 113 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 14 * 114 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 15 * 115 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 16 * 116 * 4 * -2.5 * 24.375 *

*****************************************************

6. Сбор, обработка и подготовка данных по сети 10 кВ района «Л»

С развитием ЭВМ и появлением программ для расчета возможных отклонений напряжений на шинах потребителя стало необходимым автоматизировать процесс выбора ответвлений трансформаторов распределительной сети 10 кВ, однако, как и для других программ, для этого необходима схемная и режимная информация.

Вся нужная информация была взята в Пинских электросетях во время прохождения преддипломной практики.

Для задания схемы сети использовали оперативную схему нормального режима распредсетей 10 кВ Лунинецкого РЭС а также для более ясного и четкого представления схемы топологию сети в программе GORSR, определяя начало и конец участка, длины участков сети, их марки проводов и номинальные мощности трансформаторов 10/0,38 кВ.

В качестве режимной информации используются: напряжения на понижающих шинах центра питания в режимах наибольших и наименьших нагрузок, ток ЦП в режиме наибольших нагрузок, коэффициент мощности и постоянное отношение наименьших нагрузок ТП к наибольшим. Кроме того, задаются коэффициенты статических характеристик активных и реактивных нагрузок ТП по напряжению.

Суммарный ток на головном участке в режиме наибольших нагрузок со стороны 10 кВ Iнб задается для каждой линии в отдельности, cosφ = 0,9. Допустимые отклонения напряжения у электроприёмников δUдоп= 5%. Отношение наименьшей нагрузки к наибольшей m = 0,3. Потерю напряжения в режиме наибольших нагрузок от шин 0,38 кВ ТП до ближайшего приемника принять = 0%, а до наиболее удалённого − = 5%. Коэффициент чувствительности регулятора напряжения принимаем n=1,4.

Распечатка файла исходных данных показана ниже:

ДАННЫЕ 1 ЛИНИЯ 1 ПОДСТАНЦИЯ 11 РЕЖИМ 1 УЧАСТОК 1

НАИМЕНОВАНИЕ П/С:

«Лунинец» 110/10

ЧИСЛО РЛ, UNOM BН, UNOM НН, U НА ШИНАХ ВН В МАХ И МИН РЕЖИМАХ

10. 0.38 10.5 10.2

КОД СХЕМЫ линии

СУММАРНЫЙ ТОК ЦП В РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК, COS Fi, KMAXMIN

150. 0.9 0.3N2 MAРКА L/-Snom KTR

ЦП 1 АСБ-240 0.0003

2 АСБ-95 1.83

3 АСБ-95 0.295

101 -250.0 25.0

102 -250.0 25.0

4 АСБ-50 0.225

103 -100.0 25.0

5 АСБ-120 0.1

104 -630.0 25.0

105 -400.0 25.0

6 АСБ-185 0.39

106 -100.0 25.0

7 АСБ-120 1.29

107 -250.0 25.0

108 -250.0 25.0

8 АСБ-95 0.42

12 АСБ-120 0.8

13 АСБ-70 0.33

9 ААШВ-70 0.14

109 -250.0 25.0

10 АСБ-70 0.33

11 АСБ-70 0.36

110 -160.0 25.0

111 -160.0 25.0

112 -160.0 25.0

113 -160.0 25.0

114 -250.0 25.0

115 -400.0 25.0

14 АСБ-70 0.35

13 116 -180.0 25.0

117 -160.0 25.0

**

* КОЭФФИЦИЕНТЫ P(U): (A0, A1, A2, A3) и Q(U): (B0, B1, B3)*

1. -0.75 4.75 2.51

. 3. 2.2

·1 — РАСЧЕТ С УЧЕТОМ СТАТ. характеристик; 0 — БЕЗ *

7 Выбор и анализ ответвлений трансформаторов в распределительной сети 10 кВ района «Л» на ПЭВМ с учетом и без учета статических характеристик нагрузки

В распределительной сети 10 кВ как правило, устанавливают трансформаторы, не имеющие устройства регулирования напряжения под нагрузкой. Вместе с тем, эти трансформаторы имеют ответвления, позволяющие устанавливать различные коэффициенты трансформации. Поскольку на них нет устройств РПН, то на каждом конкретном трансформаторе, в различных режимах (наибольших и наименьших нагрузок) может быть установлено только одно ответвление.

Ранее было рассчитано, что отклонение напряжения на шинах 0,38 кВ ТП, с учетом возможных потерь напряжения от шин ТП до потребителя в режиме наибольших и наименьших нагрузок, должно находиться в пределах:

, .

Рассмотрим выбор ответвлений трансформаторов на линии 432.

Ниже представлены результаты расчета отклонения напряжения на шинах 0,38 кВ ТП и выбранные программой ответвления и коэффициентами трансформации без учета и с учетом статических характеристик нагрузки:

**************************************

* РЕЖИМ БЕЗ Kтр и БЕЗ УЧЕТА P(U), Q(U)*

**************************************

*****************************************************

* потери НАПРЯЖЕНИЯ ОТ ШИН ЦП ДО ШИН 0.38 кВ ТП *

*****************************************************

* N п/п * НОМЕР ШИН * потери НАПРЯЖЕНИЯ, % В РЕЖИМЕ *

* * 0.38 кВ * *

*****************************************************

* — * — * НАИБ.НАГРУЗОК * НАИМ.НАГРУЗОК *

*****************************************************

* 1 * 101 * 6.594 * 1.978 *

* 2 * 102 * 6.440 * 1.932 *

* 3 * 103 * 6.455 * 1.937 *

* 4 * 104 * 6.455 * 1.937 *

* 5 * 105 * 6.763 * 2.029 *

* 6 * 106 * 8.663 * 2.599 *

* 7 * 107 * 8.711 * 2.613 *

* 8 * 108 * 9.019 * 2.706 *

* 9 * 110 * 9.704 * 2.911 *

* 10 * 109 * 8.991 * 2.697 *

* 11 * 111 * 9.550 * 2.865 *

* 12 * 112 * 9.555 * 2.866 *

* 13 * 113 * 9.633 * 2.890 *

* 14 * 114 * 9.981 * 2.994 *

* 15 * 115 * 9.735 * 2.921 *

* 16 * 116 * 9.757 * 2.927 *

*****************************************************

*****************************************************

* отклонения НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ 0.38 кВ ТП *

*****************************************************

* N п/п * НОМЕР ШИН * ОТКЛОНЕНИЕ НАПР., % В РЕЖИМЕ *

* * 0.38 кВ * *

*****************************************************

* — * — * НАИБ. НАГРУЗОК * НАИМ. НАГРУЗОК *

*****************************************************

* 1 * 101 * 3.585 * 5.286 *

* 2 * 102 * 3.748 * 5.335 *

* 3 * 103 * 3.731 * 5.330 *

* 4 * 104 * 3.731 * 5.330 *

* 5 * 105 * 3.407 * 5.233 *

* 6 * 106 * 1.407 * 4.633 *

* 7 * 107 * 1.357 * 4.618 *

* 8 * 108 * 1.033 * 4.520 *

* 9 * 110 *.311 * 4.304 *

* 10 * 109 * 1.062 * 4.529 *

* 11 * 111 *.473 * 4.352 *

* 12 * 112 *.468 * 4.351 *

* 13 * 113 *.386 * 4.326 *

* 14 * 114 *.020 * 4.216 *

* 15 * 115 *.278 * 4.294 *

* 16 * 116 *.255 * 4.287 *

*****************************************************

*****************************************************

* РЕКОМЕНДУЕМОЕ ОТВЕТВЛЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРА *

*****************************************************

* N п/п * НОМЕР ШИН * НОМЕР * * * 0.38 кВ *ОТВЕТВЛ. * В% * ТРАНСФОРМ *

*****************************************************

* 1 * 101 * 3 *.0 * 25.000 *

* 2 * 102 * 2 * 2.5 * 25.625 *

* 3 * 103 * 2 * 2.5 * 25.625 *

* 4 * 104 * 2 * 2.5 * 25.625 *

* 5 * 105 * 3 *.0 * 25.000 *

* 6 * 106 * 3 *.0 * 25.000 *

* 7 * 107 * 3 *.0 * 25.000 *

* 8 * 108 * 3 *.0 * 25.000 *

* 9 * 110 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 10 * 109 * 3 *.0 * 25.000 *

* 11 * 111 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 12 * 112 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 13 * 113 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 14 * 114 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 15 * 115 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 16 * 116 * 4 * -2.5 * 24.375 *

*****************************************************

**************************************

* РЕЖИМ С Kтр и С УЧЕТОМ P(U), Q(U) *

*****************************************************

* отклонения НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ 0.38 кВ ТП *

*****************************************************

* N п/п * НОМЕР ШИН * ОТКЛОНЕНИE НАПР., % В РЕЖИМЕ *

* * 0.38 кВ * *

*****************************************************

* — * — * НАИБ.НАГРУЗОК * НАИМ.НАГРУЗОК *

*****************************************************

* 1 * 101 * 3.441 * 5.243 *

* 2 * 102 * 3.601 * 5.291 *

* 3 * 103 * 3.586 * 5.286 *

* 4 * 104 * 3.586 * 5.286 *

* 5 * 105 * 3.278 * 5.194 *

* 6 * 106 * 1.337 * 4.612 *

* 7 * 107 * 1.287 * 4.597 *

* 8 * 108 *.972 * 4.502 *

* 9 * 110 *.273 * 4.292 *

* 10 * 109 *.999 * 4.510 *

* 11 * 111 *.430 * 4.340 *

* 12 * 112 *.426 * 4.338 *

* 13 * 113 *.345 * 4.314 *

* 14 * 114 * — .011 * 4.207 *

* 15 * 115 *.241 * 4.283 *

* 16 * 116 *.219 * 4.276 *

*****************************************************

*****************************************************

* РЕКОМЕНДУЕМОЕ ОТВЕТВЛЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРА *

*****************************************************

* N п/п * НОМЕР ШИН * НОМЕР * * * 0.38 кВ *ОТВЕТВЛ. * В% * ТРАНСФОРМ *

*****************************************************

* 1 * 101 * 3 *.0 * 25.000 *

* 2 * 102 * 3 *.0 * 25.000 *

* 3 * 103 * 3 *.0 * 25.000 *

* 4 * 104 * 3 *.0 * 25.000 *

* 5 * 105 * 3 *.0 * 25.000 *

* 6 * 106 * 3 *.0 * 25.000 *

* 7 * 107 * 3 *.0 * 25.000 *

* 8 * 108 * 3 *.0 * 25.000 *

* 9 * 110 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 10 * 109 * 3 *.0 * 25.000 *

* 11 * 111 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 12 * 112 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 13 * 113 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 14 * 114 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 15 * 115 * 4 * -2.5 * 24.375 *

* 16 * 116 * 4 * -2.5 * 24.375 *

*****************************************************

Как видно из результатов расчетов отклонения напряжения на шинах 0,38 кВ превышают допустимые как с учетом так и без учета статических характеристик нагрузок. Изменим в файле данных исходные коэффициенты трансформации на коэффициенты рекомендуемые программой. В результате расчета получим новые результаты отклонения напряжений на шинах 0,38 кВ ТП которые представлены ниже:

**************************************

* РЕЖИМ БЕЗ Kтр и БЕЗ УЧЕТА P(U), Q(U)*

**************************************

*****************************************************

* отклонения НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ 0.38 кВ ТП *

*****************************************************

* N п/п * НОМЕР ШИН * ОТКЛОНЕНИE НАПР., % В РЕЖИМЕ *

* * 0.38 кВ * *

*****************************************************

* — * — * НАИБ.НАГРУЗОК * НАИМ.НАГРУЗОК *

*****************************************************

* 1 * 101 * 3.586 * 5.286 *

* 2 * 102 * 1.170 * 2.751 *

* 3 * 103 * 3.732 * 5.330 *

* 4 * 104 * 3.732 * 5.330 *

* 5 * 105 * 3.408 * 5.233 *

* 6 * 106 * 1.425 * 4.638 *

* 7 * 107 * 1.375 * 4.623 *

* 8 * 108 * 1.058 * 4.528 *

* 9 * 110 * 2.987 * 7.009 *

* 10 * 109 * 1.087 * 4.537 *

* 11 * 111 * 3.149 * 7.058 *

* 12 * 112 * 3.144 * 7.057 *

* 13 * 113 * 3.062 * 7.032 *

* 14 * 114 * 2.695 * 6.922 *

* 15 * 115 * 2.954 * 7.000 *

* 16 * 116 * 2.931 * 6.993 *

*****************************************************

*************************************

* РЕЖИМ С Kтр и С УЧЕТОМ P(U), Q(U) *

**************************************

*****************************************************

* отклонения НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ 0.38 кВ ТП *

*****************************************************

* N п/п * НОМЕР ШИН * ОТКЛОНЕНИE НАПР., % В РЕЖИМЕ *

* * 0.38 кВ * *

*****************************************************

* — * — * НАИБ.НАГРУЗОК * НАИМ.НАГРУЗОК *

*****************************************************

* 1 * 101 * 3.442 * 5.243 *

* 2 * 102 * 1.109 * 2.733 *

* 3 * 103 * 3.587 * 5.287 *

* 4 * 104 * 3.587 * 5.287 *

* 5 * 105 * 3.280 * 5.194 *

* 6 * 106 * 1.351 * 4.616 *

* 7 * 107 * 1.301 * 4.601 *

* 9 * 110 * 2.864 * 6.972 *

* 10 * 109 * 1.019 * 4.516 *

* 11 * 111 * 3.015 * 7.018 *

* 12 * 112 * 3.013 * 7.017 *

* 13 * 113 * 2.933 * 6.993 *

* 14 * 114 * 2.578 * 6.887 *

* 15 * 115 * 2.828 * 6.962 *

* 16 * 116 * 2.806 * 6.955 *

*****************************************************

Как видно отклонения напряжения на шинах 0,38 кВ в режиме максимальных нагрузок полностью входят в интервал допустимых как с учетом так и без учета статических характеристик нагрузки, однако в режиме минимальных нагрузок отклонения напряжения выходят за рамки длительно — допустимых что объясняется относительно малыми потерями напряжения от шин ЦП до шин 0,38 кВ ТП а также добавками напряжений посредством переключения ответвлений, и заведомо повышенным напряжением в режиме минимальных нагрузок на шинах ЦП, равным 10,2 кВ. Как уже упоминалось ранее в различных режимах может быть установлено только одно ответвление, поэтому снизим напряжение на шинах ЦП до 10,0 кВ и проанализируем результаты:

**************************************

* РЕЖИМ БЕЗ Kтр и БЕЗ УЧЕТА P(U), Q(U)*

**************************************

*****************************************************

* отклонения НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ 0.38 кВ ТП *

*****************************************************

* N п/п * НОМЕР ШИН * ОТКЛОНЕНИE НАПР., % В РЕЖИМЕ *

* * 0.38 кВ * *

*****************************************************

* — * — * НАИБ.НАГРУЗОК * НАИМ.НАГРУЗОК *

*****************************************************

* 1 * 101 * 3.586 * 3.181 *

* 2 * 102 * 1.170 *.698 *

* 3 * 103 * 3.732 * 3.225 *

* 4 * 104 * 3.732 * 3.225 *

* 5 * 105 * 3.408 * 3.128 *

* 6 * 106 * 1.425 * 2.533 *

* 7 * 107 * 1.375 * 2.518 *

* 8 * 108 * 1.058 * 2.423 *

* 9 * 110 * 2.987 * 4.850 *

* 10 * 109 * 1.087 * 2.431 *

* 11 * 111 * 3.149 * 4.899 *

* 12 * 112 * 3.144 * 4.897 *

* 13 * 113 * 3.062 * 4.873 *

* 14 * 114 * 2.695 * 4.763 *

* 15 * 115 * 2.954 * 4.840 *

* 16 * 116 * 2.931 * 4.833 *

*****************************************************

* РЕЖИМ С Kтр и С УЧЕТОМ P(U), Q(U) *

**************************************

*****************************************************

* отклонения НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ 0.38 кВ ТП *

*****************************************************

* N п/п * НОМЕР ШИН * ОТКЛОНЕНИЕ НАПР., % В РЕЖИМЕ *

* * 0.38 кВ * *

*****************************************************

* — * — * НАИБ. НАГРУЗОК * НАИМ. НАГРУЗОК *

*****************************************************

* 1 * 101 * 3.442 * 3.138 *

* 2 * 102 * 1.109 *.679 *

* 3 * 103 * 3.587 * 3.181 *

* 4 * 104 * 3.587 * 3.181 *

* 5 * 105 * 3.280 * 3.089 *

* 6 * 106 * 1.351 * 2.511 *

* 7 * 107 * 1.301 * 2.496 *

* 8 * 108 *.992 * 2.403 *

* 9 * 110 * 2.864 * 4.813 *

* 10 * 109 * 1.019 * 2.411 *

* 11 * 111 * 3.015 * 4.859 *

* 12 * 112 * 3.013 * 4.858 *

* 13 * 113 * 2.933 * 4.834 *

* 14 * 114 * 2.578 * 4.727 *

* 15 * 115 * 2.828 * 4.803 *

* 16 * 116 * 2.806 * 4.796 *

*****************************************************

При снижении напряжения на шинах ЦП до 10,0 кВ отклонения напряжения на шинах 0,38 кВ ТП находятся в норме.

Вывод − регулирование напряжения на шинах ЦП при невозможности выбора одного ответвления трансформатора ТП в различных режимах наиболее эффективная мера не требующая никаких материальных затрат, однако следует выбирать режим регулирования в различных режимах так чтобы отклонения напряжения на шинах 0,38 кВ других распределительных линий также входили в допустимые пределы.

8. Оценка мероприятий по улучшению режима напряжения в распределительной сети 10 кВ района «Л»

Величина напряжения весьма существенно влияет на потери мощности, энергии и пропускную способность сети и является одним из важнейших, определяющей эти величины параметров.

Если не учитывать статических характеристик нагрузки, волнового характера и распределенности параметров линий, а также влияния на активное сопротивление теплового эффекта нагрузки, то с повышением напряжения на ΔU% потери мощности в сопротивлениях сети снижаются, а в проводимостях увеличиваются пропорционально квадрату напряжения.

Количественное изменение нагрузочных потерь мощности при отклонениях напряжения от номинального можно оценить известным выражением

(8.1)

а потерь холостого хода

(8.2)

Здесь знак «+» соответствует увеличению, а «−» уменьшению напряжения по сравнению с номинальным.

Учет статических характеристик и теплового эффекта нагрузки несколько усложняет картину, однако сформулированные закономерности при этом сохраняются.

«Правила устройства электроустановок» допускают повышение рабочего напряжения сети сверх номинального на 20% в сетях до 20 кВ включительно.

Для поддержания рабочего напряжения на высоком уровне необходимо располагать достаточным арсеналом регулирующих устройств и обеспечить положительный баланс реактивной мощности в основных узлах сети. С точки зрения обеспечения качества напряжения у потребителей на вторичных шинах понижающих трансформаторов необходимо добиться напряжения 1,05 — 1,1 номинального для режима максимальных нагрузок и номинального − для режима минимальных нагрузок.

Для более полного использования эффекта снижения нагрузочных потерь энергии за счет повышенного уровня рабочего напряжения в электрической сети необходимо на понижающих подстанциях, прилегающим к крупным источникам реактивной мощности (электростанциям), устанавливать вместо понижающих повышающие трансформаторы с достаточным диапазоном регулирования на высшей стороне. В противном случае понижающие трансформаторы с недостаточным диапазоном регулирования могут оказаться ограничивающим фактором при поднятии рабочего напряжения в прилегающим к электростанциям узлах из-за перевозбуждения их ответвлений.

Можно улучшать режим напряжений путем увеличения сечений проводов.

Сечения проводов воздушных линий во всех случаях выбираются по экономическим соображениям (экономической плотности тока, экономическим интервалам мощности) с учетом технических ограничений (запаса устойчивости, потери напряжения, нагрева, механической прочности, условий борьбы с гололедом и т.д.). В основу расчетов кладутся расчетные (ожидаемые) нагрузки.

Для линий специального назначения (выдача мощности с электростанций, межсистемный обмен мощностью) ожидаемая нагрузка и расчетный период вполне определен, тогда как для распределительных сетей эти показатели носят неопределенный характер, предсказываемый на основе статистических данных. Поэтому задача выбора проводов в распределительных сетях с учетом динамики роста нагрузки во времени представляет известные трудности:

1.Выявленная на 8−10-й год эксплуатации расчетная нагрузка принимается постоянной. В этом случае до момента нагрузки линии расчетной мощностью коэффициент эффективности использования выбранного сечения будет низким.

2.Сечение провода определяется с учетом дисконтированных затрат в пределах расчетного периода в соответствии с динамикой и предсказываемым законом роста нагрузки. При этом найденное сечение провода будет экономичнее по сравнению с другими сопоставляемыми вариантами в пределах расчетного периода. увеличение расчетного периода в этом случае приведет к снижению эффективности использования капитальных вложений и достоверности прогнозирования, а уменьшение − к просчетам, связанным с занижением выбранного сечения провода, что в свою очередь вызовет в скором времени потребность замены провода на провод большего сечения в процессе эксплуатации линии.

Для повышения технико-экономических показателей принимаемых технических решений можно заранее предположить возможность увеличения сечений провода в процессе эксплуатации по мере роста нагрузок. В такой постановке задача сводится к отысканию оптимальной стратегии замены с учетом затрат, связанных с выполнением демонтажных и монтажных работ.

При загрузке трансформаторов в режиме максимальных нагрузок не более чем на 40% их выгодно заменять на менее мощные трансформаторы. программы для выбора сечений проводов и упорядочения мощностей трансформаторов в распределительных сетях разработаны на кафедре «электрические системы» БНТУ М.И. Фурсановым.

9. Технико-экономические показатели

В данном параграфе выполнен расчет технико-экономических показателей по электрической сети 10 кВ района «Л». Расчет выполнен по формулам 9.1 — 9.6, приведенным ниже.

В данном параграфе произведен расчет следующих технико — экономических показателей [4,5]:

Капитальные затраты (вложения) — единовременные затраты на сооружение электрической сети:

К=Кл+Ктп,(9.1)

где Кл — капитальные затраты на сооружение линий, км:

Кл=Куд.л·L,(9.2)

где Куд.л — удельные капитальные затраты на сооружение линий, км:

Куд.л = а + b·Fср,(9.3)

где а =1600 у. е./км, b=11,6 у. е./(км·мм2), [4, стр. 414]

Fср — среднее сечение линии, мм2, Fср=50 мм2;- суммарная длина РЛ;

Ктп — капитальные затраты на сооружение трансформаторов:

Ктп = Куд.тп·Sтп = Кср.тп·Nтп,(9.4)

где Кср.тп — средние капитальные затраты на сооружение трансформаторов, тыс. у. е., Кср.тп =1,4 тыс. у. е. [4, стр. 414];тп — количество трансформаторов, шт.

Издержки (годовые эксплуатационные расходы) — ежегодные затраты, связанные с эксплуатацией объекта:

И=К·ро+ ∆W·β=К·(ра+рто)+∆Wн·βн+∆Wх·βх, (9.5)

где βн — стоимость 1 кВт·ч нагрузочных потерь электроэнергии, у. е./кВт·ч;

βх — стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии холостого хода, у. е./кВт·ч;

ро — норма отчислений на амортизацию и техническое обслуживание, %;

ро=10,4% (для силового оборудования) и pо=3,9% (для воздушных линий на железобетонных опорах) [5].

Приведенные затраты, тыс. у. е./кВтч:

З=рн·К+И,(9.6)

где рн — нормативный коэффициент эффективности капитальных затрат, рн=0,15.

Расчет технико-экономических показателей сведен в таблицу 9.1.

Таблица 9.1 — Технико-экономические показатели по электрической сети 10 кВ района «Л»

№ ппНаименование показателейОбозначениеРазмер-ностьВеличина1Отпуск электроэнергии в сетьWртыс. кВт·ч60372,62Число РЛNл-193Суммарная длина РЛLкм185,34Средняя длина РЛLсркм9,755Число трансформаторовNтп-2116Удельные капитальные затраты на линииКуд.лу. е./км21807Средние капитальные затраты на ТПКср.тптыс. у. е.1,408капитальные затраты на линииКлтыс. у. е.403,979Капитальные затраты на ТПКтптыс. у. е.191,8010Капитальные затраты в сетиКтыс. у. е.640,5411Норма отчислений на амортизацию и техническое обслуживание (для ВЛ на ж/б опорах)рал%3,9012Норма отчислений на амортизацию и техническое обслуживание (для силового оборудования)рат%10,4013Суммарные потери электроэнергии∆Wтыс. кВт·ч %2518,8 4,1714Стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергииβну. е./кВт·ч0,03215Издержки на потери электроэнергии∆W·βтыс. у. е.80,616Издержки (годовые эксплуатационные расходы)Итыс. у. е.147,217Приведенные затратыЗтыс. у. е.243,2818Себестоимость передачи электроэнергииСеу. е./кВт·ч0,002419Стоимость передачи электроэнергииСпу. е./кВт·ч0,0037

Заключение

качество электроэнергии оказывает существенное влияние на условия работы и технические и экономические показатели предприятий, на производительность труда и в конечном счете на качество и количество выпускаемой продукции, в частности качество напряжения.

В дипломном проекте реализована автоматизация процесса выбора ответвлений трансформаторов в распределительной сети 10 кВ с учетом и без учета статических характеристик нагрузки, что дает дополнительные возможности управления качеством электроэнергии, в частности напряжения.

Произведен расчет технико-экономических показателей, выбранной сети.

Список источников

трансформатор распределительный сеть автоматизация

1.Солдаткина Л.А. Регулирование напряжения в электросетях промышленных предприятий под ред. Мельникова Н.А. — М.: Энергия, 1970 г. — 224 с.

2.Идельчик В.И. электрические системы и сети: Учебник для вузов. — М.: Энергоатомиздат, 1989 г. — 592 с.

.Федин В.Т., Фурсанов М.И. Выбор режимов напряжения в распределительной электрической сети. Учебно-методическое пособие.−Минск, 2002 г. − 44 с.

.Справочник по сооружению сетей 0,4 — 10 кВ. Под редакцией А.Д. Романова. — М.: Энергия, 1974 г. — 422 с.

.Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 352 с.

.Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок. − 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 144 с.

.Филатов А.А. Оперативное обслуживание электрических подстанций.− М.: Энергия, 1980 г. — 232 с.

Учебная работа. Выбор системы электроснабжения промышленного предприятия