ПЗ (1219457), страница 7

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 7)

Из результатов расчетов,видим, что установка компенсирующих установок на трансформаторныхподстанций уменьшает потери трансформаторах.Таблица 5.5 – Потери электроэнергии в трансформаторахНаименованиеподстанцииРпостТП-1ТП-2ТП-3ТП-7ТП-9ТП-15ТП-19ТП-327,47,40,613,73,70,90,610,305,кВтРпер ,кВтБез КУС КУ3,483,253,221,631,564,342,251,642,882,712,571,301,223,351,601,30Wгод ,куWгод,Wэ ,кВтчкВтчкВтч86985,3885493,7725860,3342791,8942332,2635490,5919640,4213088,4076827,8676104,5516031,9937813,7637487,4021857,0012033,818093,0110157,529389,229828,344978,144844,8613633,597606,614995,39Таким образом, использование КУ в данном случае эффективно, посколькупозволяет снизить потери энергии в трансформаторах, как видим из таблицы5.5 в среднем экономия электроэнергии за год составляет 8180 кВтч.555.5 ОпределениеэлектропередачипотерьэлектроэнергиизагодвлинияхУстановки поперечной емкостной компенсации (КУ) позволяет снизитьпотери электрической энергии, за счет уменьшения тока протекающему полиниям, разгрузить линию и увеличить ее пропускную способность.

Основныепотери мощности в распределительных линиях 10 кВ – это нагрузочные(переменные потери). Учитывая, что фактический коэффициент мощности враспределительных электрических сетях 10 – 0,4 кВ составляет порядка 0,85,потери активной мощности в распределительной сети после установки батареиконденсаторов могут быть снижены в 1,3 – 1,5 раза, или на 28 - 33% [14, 27].В качестве исходных данных о нагрузках принимаются годовое значениепотребления активной энергии Wгод , кВтч и коэффициент реактивноймощности (таблица 5.6). Рассматриваем три наиболее загруженных участкалинии сетевого района.Таблица 5.6 – Годовое потребление активной энергииНаименованиеWгод , кВтчподстанцииТП-1518405ТП-2428968ТП-3358565ТП-4609887ТП-5324325ТП-15507685ТП-16276085ТП-17398435ТП-18282165ТП-19438999ТП-20598435ТП-24112023ТП-25845789ТП-26232285ТП-27105285ТП-2837608556tg0,590,590,460,990,590,960,510,490,790,870,940,780,680,460,690,75Окончание таблицы 5.6НаименованиеподстанцииТП-29ТП-30ТП-31ТП-32ТП-33tgWгод , кВтч3045632765381452212678662974350,590,470,620,540,57Рассчитаем среднегодовую токовую нагрузку, А, каждой подстанции поформулам:Iа 3  Wгод,8760  U н(5.9)где U н – номинальное напряжение распределительной сети, кВ; Iа – активнаясоставляющая тока нагрузки, А.Iр 3  Wгод  tg,8760  U н(5.10)где tg – коэффициент реактивной мощности (таблица 5.6); I р – реактивнаясоставляющая тока нагрузки, А.I куU нxс2 3  Uш  , Uн(5.11)где U ш – напряжение на шине, кВ; x с – сопротивление установки, Ом [10].Приведем пример расчета для ТП-1.

Произведем вычисления по формулам(5.9) – (5.11).57Активная составляющая тока нагрузки:3  518405 10,25 А.8760  10Iа Реактивная составляющая тока нагрузки:Iр 3  518405  0,59 6,05 А.8760  10Реактивная составляющая тока компенсирующей установки:210  3  0,4   3,74 А.Iку 77,9  10 Аналогичные расчеты по формулам (5.9) – (5.11) производим для остальныхподстанций.

Результаты расчетов сводим в таблицу 5.7.Таблица 5.7 – Активный, реактивный ток подстанцииБез КУНаименованиеIр , АIа , АIа , АподстанцииТП-1ТП-2ТП-3ТП-4ТП-5ТП-15ТП-16ТП-17ТП-18ТП-19ТП-20ТП-2410,258,487,0912,066,4110,045,467,885,588,6811,832,216,055,003,2611,943,789,642,783,864,417,5511,121,7358С КУ10,258,487,0912,066,4110,045,467,885,588,6811,832,21Iр , А2,311,723,264,831,064,432,781,922,373,035,251,73Окончание таблицы 5.7Без КУНаименованиеIр , АподстанцииIа , АС КУIа , АIа , АТП-2516,7211,3716,72ТП-264,592,114,59ТП-272,081,442,08ТП-287,445,587,44ТП-296,023,556,02ТП-305,472,575,47ТП-312,871,782,87ТП-325,302,865,30ТП-335,883,355,884,941,121,443,611,531,721,781,561,39Найдём токораспределение в распределительной сети. Рассмотрим участокфидеров 2-3, питание участка осуществляется от тяговой подстанции Икура.ЭЧЭ-7Фидер 2Фидер 30,25 км0,41 кмТП 10,39 кмТП 30,22 кмТП 4ТП 50,41 кмЭЧЭ-7ТП 2Рисунок 5.4 – Схема участка фидеров 2-3Значение тока на головных участках определяется по формуле, А:I1 n  I i  L  li  ,L i 1(5.12)где L – общая длина линии, км; li – длина между подстанциями, км, (см таблицу3.3); Ii – токи подстанции, А, (см.

таблица 5.7).Токи, протекающие по остальным участкам сети можно определить попервому закону Кирхгофа, согласно следующих выражений:59I1-3  Iф2  I1 ;(5.13)I3-4  I1-3  I3 ;(5.14)I4-2  I3-4  I2 .(5.15)Произведем вычисления по формулам (5.12) – (5.15). Токи на головныхучастках сети:1 [10,25  j6,05   1,68  0,25  7,09  j3,26  1,68  0,25  0,41 1,68 18,47  j15,72   1,68  0,25  0,41  0,39  8,48  j5  0,41]  22,02  j14,24 АIф2 1 [8,48  j5   1,68  0,41  18,47  j15,72   1,68  0,41  0,22 1,68 7,09  j3,26  1,68  0,41  0,22  0,39  10,25  j6,05   0,25]  22,26  j15,79 АIф 3 Определяем ток протекающий по участкам сети:I24  22,26  j15,79  8,48  j5  13,78  j10,79 А,I4-3  13,78  j10,79  18,47  j15,72  4,69  j4,93 А,I3-1  4,69  j4,93  7,09  j3,26  11,78  j8,19 А,I1-ф2  10,25  j6,05 А.Аналогичные расчеты по формулам (5.12) – (5.15) производим дляостальных линии.

Результаты расчетов сводим в таблицу 5.8.60Таблица 5.8 – Токи на участках линии.ФидераБез КУНаименование линииIа , АЭЧЭ-7 Ф.2-3ЭЧЭ-9 Ф.3-5ЭЧЭ-8 Ф.2-3Ф.2 – ТП-1ТП-1 – ТП-3ТП-3 – ТП-4ТП-4 – ТП-2ТП-2 – Ф.3Ф.3 – ТП-15ТП-15 – ТП-16ТП-16 – ТП-18ТП-18 – ТП-19ТП-19 – ТП-20ТП-20 – Ф.5Ф.2 – ТП-24ТП-24 – ТП-25ТП-25 – ТП-28ТП-28 – ТП-29ТП-29 – ТП-30ТП-30 – ТП-31ТП-31 – ТП-33ТП-33 – Ф.322,0211,784,6913,7822,2628,4118,3612,905,029,3721,2432,4130,206,810,636,6512,1220,2926,17С КУIр , А14,248,194,9310,7915,7921,0011,368,584,177,1818,3020,6818,957,341,545,097,6612,315,65Iа , А22,0211,784,6913,7822,2628,4118,3612,905,029,3721,2432,4130,206,810,636,6512,1220,2926,17Iр , А6,572,261,004,896,6111,166,733,952,033,378,6211,9110,182,680,932,464,187,528,91Основные потери мощности в линиях электропередачи 10 кВ – это нагрузочные (переменные) потери. В соответствии с принятой методикой расчёта,методом среднегодовой нагрузки, годовые потери электроэнергии определяемпо формуле, кВтч:2P  3  I ск r0  Li  10 3 ,(5.16)где I ск – среднеквадратичный ток в рассматриваемой ветви, А; r0 – погонноесопротивление линии, (см.

таблица 4.1), Ом/км; Li – длина ветви, (см. таблицу 4.1), км.Предварительно для каждой ветви схемы распределительной сети понайденномутокораспределениюсреднегодовыхсреднеквадратичный ток, А:61нагрузокопределимI ск  K ф  I а  Lф  I р ,(5.17)где K ф – коэффициент формы активного графика, принимаем 1,05 ; L ф –коэффициент формы реактивного графика, принимаем 1,05 .После расчета суммарных среднегодовых потерь мощности, определяемсуммарные потери активной электроэнергии в линии без КУ и с включениемКУ за год , кВтч:Wгод  8760  P ,(5.18)Приведем пример расчета для линии фидер 2 – ТП-1 ЭЧЭ-7. Произведемвычисления по формулам (7.16) – (7.18).Среднеквадратичный ток без КУ:Iск  1,05  22,02  1,05 14,24  38,07 А.Среднеквадратичный ток с КУ:Iск  1,05  22,02  1,05  6,57  30,02 А.Потери электроэнергии без КУ:P  3  38,072  0,32  0,25 103  3,48 кВт.Потери электроэнергии с КУ:P  3  30,022  0,32  0,25 103  17,62 кВт.Годовые потери электроэнергии без КУ:62Wгод  8760  3,48  30475,41 кВтч.Годовые потери электроэнергии с КУ:Wгод  8760  2,16  18946,21 кВтч.Аналогичные расчеты по формулам (5.16) – (5.18) производим дляостальных линии.

Результаты расчетов сводим в таблицу 5.9.Таблица 5.9 – Потери в распределительной сети с КУ и без КУБез КУС КУЛинияWгод , кВтчWгод , кВтчP , кВтP , кВтФ.2 – ТП-1ТП-1 – ТП-3ТП-3 – ТП-4ТП-4 – ТП-2ТП-2 – Ф.3Ф.3 – ТП-15ТП-15 – ТП-16ТП-16 – ТП-18ТП-18 – ТП-19ТП-19 – ТП-20ТП-20 – Ф.5Ф.2 – ТП-24ТП-24 – ТП-25ТП-25 – ТП-28ТП-28 – ТП-29ТП-29 – ТП-30ТП-30 – ТП-31ТП-31 – ТП-33ТП-33 – Ф.33,483,520,312,026,282,844,1711,900,491,815,9822,082,720,540,030,460,912,5112,4030475,4130793,382718,8917700,8855036,0324898,6836493,97104271,864326,3115887,8152364,28193379,8023797,424733,77245,854073,247957,8121972,07108641,762,161,740,111,173,621,822,977,320,291,073,4115,381,830,240,010,280,621,838,7318946,2115220,73951,1910220,5231683,3715969,0426009,0764165,032546,049414,7129863,55134767,5016062,592129,25127,062452,685404,0115999,4276444,79На основании результатов расчетов потерь электроэнергии в линии электропередачиопределяетсяколичество63сэкономленнойэлектроэнергиивраспределительных сетях, кВтч:куWэ   Wгод   Wгод,где Wгод(5.19)ку– годовые потери электроэнергии в линии без КУ, кВтч; Wгод–годовые потери электроэнергии в линии с КУ, кВтч.Приведем пример расчета для линии фидер 2 – фидер 3 ЭЧЭ-7.

Произведемвычисления по формуле (5.19):Wэ  30475,41  30793,38  2718,89  17700,88  55036,03  (18946,21  15220,73  951,19  10220,52  31683,37)  59702,57 кВт  ч.Для остальных линии расчет потери электроэнергии в распределительныхсетях за год аналогичен, результаты сводим в таблицу 5.10Таблица 5.10 – Потери электроэнергии в распределительных сетях за годЛиния2-3 ЭЧЭ-72-3 ЭЧЭ-83-5 ЭЧЭ-9Wгод , кВтчкуWгод, кВтч136724,59364801,73238242,9Wэ кВтч77022,01253387,29147967,4259702,57111414,4390275,48Из таблицы 5.10 видно, что применение компенсирующих установокэффективно, так как позволяет снизить потери в линиях.5.6 Сезонное отключение трансформаторовК организационным мероприятием по улучшению коэффициента мощноститакжеотносятрациональноеиспользованиеэлектрооборудования(трансформаторов), отключение трансформаторов, имеющих коэффициентзагрузки меньше 40 %, отключение одного из трансформаторов, на64подстанциях с двумя работающими трансформаторами, что дает повышениекоэффициента мощности и экономии электроэнергии за счет уменьшениепотерь, а именно потерь в стали [14].

При наличии на подстанции двухтрансформаторов необходимо знать, при какой граничной нагрузке подстанцииэкономически целесообразно оставлять в работе один трансформатор. Прималых нагрузках потери в стали становится доминирующими и с цельюуменьшенияобщихпотерьиногдацелесообразноотключатьодинтрансформатор.Чтобы найти граничную мощность или граничный коэффициент загрузкинеобходимо: при одной и той же неизвестной мощностизаписать потерисначала для одного трансформатора, а затем для двух по формулам (4.6) и (4.7),приравнять правые части полученных выражений:2Pхх2 Sгр  S 1  2  Pхх   Pкз   гр  . Pкз  2 Sном  Sном (5.20)Отсюда граничный коэффициент загрузки определяется по формуле:к гр SгрSном2  Pхх,Pкз(5.21)где к гр – граничный коэффициент загрузки; Sгр – граничная мощность, кВА;Р хх – потери мощности при х.х, (см.

Характеристики

Список файлов ВКР