Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Дипломний проект-Аналіз втрат електроенергії та розробка заходів їх зниження в електричних мережах РТП 35/10 кВ „Деймановка Пирятинського РЕМ ВАТ „Полтаваобленерго - файл диплом2 Хохмача.doc


Загрузка...
Дипломний проект-Аналіз втрат електроенергії та розробка заходів їх зниження в електричних мережах РТП 35/10 кВ „Деймановка Пирятинського РЕМ ВАТ „Полтаваобленерго
скачать (3077.1 kb.)

Доступные файлы (9):

диплом1 Хохмача.doc785kb.25.10.2011 01:52скачать
диплом2 Хохмача.doc119kb.01.06.2005 16:24скачать
креслення4.vsd
план-схема3.vsd
план-схема.vsd
ПЛАН_ТП.vsd
Рисунок4.vsd
таблиця.vsd
ТП.vsd

диплом2 Хохмача.doc

Реклама MarketGid:
Загрузка...




4.2. Розрахунок втрат потужності та електроенергії в силових трансформаторах
Розрахункове повне навантаження для вибору силового трансформатора приймаємо, виходячи із умови :
Sроз = 1,15S, (4.4)
де 1,15 – коефіцієнт, що враховує втрату потужності на транспортування електричної енергії; [1]
S =Рзаг.б./cos  . (4.5)
найбільша із повних потужностей;

Рзаг.б. найбільша із потужностей денного або вечірнього навантаження (Рзаг.б.=4675 кВт);

cos   коефіцієнт потужності .

Приймаємо cos  для денного навантаження рівним 0.8.
S=4675/08=5843,8 кВА.
Sроз=1.15∙5843,8=6720,3 кВА.
Згідно завдання район електричних мереж охоплює частину споживачів населених пунктів у зоні районної трансформаторної підстанції 35/10 кВ. На підстанції 35/10 кВ встановлено один трансформатори  ТМН–2500.

При розгляді розвитку електричних мереж з перспективою на 10 років видно, що існуюча підстанція не забезпечить передачу потужності і достатньої якості електричної енергії.

З попередніх результатів розрахунку повне навантаження для вибору силового трансформатора складає :

Sроз = 6720,3 кВА.

Тому приймається рішення про заміну існуючого трансформатора на нові ТМН–4000 і ТМН–2500, розраховані на паралельну роботу.

Визначаємо потужність навантаження обох трансформаторів зі співвідношень:

для ТМН–4000

4000 кВА  6500 кВА

Sм  6720,3 кВА
Sм=(6720,34000)/6500=4135,6 кВА
для ТМН–2500

2500 кВА  6500кВА

Sм  6720,3 кВА
Sм=(25006720,3)/6500=2584,7 кВА
Річні втрати електроенергії в трансформаторах визначаємо за формулою
С=(Ркз(Sм2/Sн2)Рххt)c, (4.6)
де  Sм  максимальна трифазна потужність навантаження, кВА;

Sн  номінальна потужність трансформатора, кВА;

Uн  номінальна лінійна напруга лінії електропередачі, кВ;

Ркз  втрати потужності короткого замикання в обмотках трансформатора, кВт;

Рхх  втрати потужності холостого ходу (втрати в сталі) трансформатора, кВт;

  річне число годин втрат (час втрат), год/рік (=1800 год/рік); [1]

с  вартість електроенергії, грн. (c=0.29 грн);

t  час роботи трансформатора (год/рік). У випадку роботи трансформатора впродовж цілого року t=8760 год/рік.

Технічні дані трансформаторів подані у табл. 4.2.
Таблиця 4.2.Технічні дані нових трансформаторів [3]


Тип

Потуж-

ність

Sн,

кВА


Номінальна напруга

обмоток, кВ

ΔРхх,

Вт

ΔРкз,

Вт

Uкз,

%

Іхх,

%

ВН

НН

ТМН-4000/35

4000

35

11

6,7

33,5

7,5

1,0

ТМН-2500/35

2500

35

11

5,1

25

6,5

1,1


С1=(33,5∙(4135,62/40002)∙1800+6,7∙8760)∙0,29=35713,4грн/рік;

С2=(25∙(2584,72/25002)∙1800+5,1∙7860)∙0,29=25574,2грн/рік.

Розраховуємо втрати електроенергії на сьогоднішній день при старих трансформаторах.

Повна потужність РТП, яка є і потужністю навантаження трансформатора:

Sроз=Sм=1,15Pзаг.б./cos ; (4.7)
Sроз =Sм=1,15∙2452,5/0,8=3525,5кВА.
Визначаємо річні втрати електроенергії в трансформаторі
С=(25∙(3525,52/25002)∙1800+5,1∙7860)∙0,29=37577,0грн/рік.
Величина, що характеризує долю вартості втрат електричної енергії, віднесену до 1 кВт максимальної потужності навантаження трансформатора розраховується за формулою:
ПВ=С/Sм. (4,8)
Для нових трансформаторів :

ТМН-4000: ПВ=35713,4/4135,6 =8,6грн/(кВтрік),

ТМН–2500: ПВ=25574,2/2584,7 =9,9грн/(кВтрік).

Для старого трансформатора:

ТМН–2500: ПВ=37577,0/3525,5=10,69грн/(кВтрік).

Зниження питомих втрат визначаємо за формулою:
ПВ=((ПВст-ПВнов)/ПВст)100% (4.9)

ПВ=((10,69-9,9)/9,9)∙100%=7,98%


Втрати потужності в трансформаторах розраховують за формулою:
Р=Рхх+Ркз(Sм/Sн)2 (4.10)

Для нових трансформаторів :

Р2500=5,1+25(2584,7/2500)2=31,8 кВт,

Р4000=6,7+33,5(4135,6/4000)2=42,5 кВт.

Для старого трансформатора:

Р2500=5,1+25(3525,5/2500)2=54,8 кВт.
Коефіцієнт втрат потужності в трансформаторі визначається за формулою:

Квтр=Р/Sм, (4.11)
і показує долю втрат потужності на 1 кВт максимальної потужності навантаження трансформатора РТП.

Для нових трансформаторів :

Квтр2500=31,8/2584,7=0,012;

Квтр4000=42,5/4135,6=0,010.

Для старого трансформатора:

Квтр2500=54,8/3525,5=0,016.

Заміною трансформаторів ми збільшили пропускну здатність ліній, зменшили долю вартості втрат електричної енергії в трансформаторах на 7,98% . Зменшився коефіцієнт втрат потужності трансформаторів з 0,016 до 0,012 та 0,010.

^ РОЗДІЛ 5. ЗНИЖЕННЯ ВТРАТ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ В ЕЛЕМЕНТАХ МЕРЕЖІ ПРИ КОМПЕНСАЦІЇ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ
5.1. Обґрунтування використання пристроїв для компенсації реактивної потужності
Одним із шляхів реалізації програми енергозбереження є зменшення до технологічно неминучого мінімуму транспортних витрат електроенергії у системах електропостачання, зокрема в електричних мережах сільських регіонів, котрим властиві такі ознаки:

велика розгалуженість розподільних електричних мереж;

велика довжина окремих гілок електричних мереж;

низький коефіцієнт потужності cos  навантаження електричних мереж

(середнє значення cos  становить 0,85) [6];

низький ступінь оснащення електричних мереж пристроями компенсації реактивної потужності;

нерівномірні добові графіки електричного навантаження мереж у сільських регіонах, максимуми яких співпадають з максимумами електричних навантажень системи електропостачання тощо.

У мережах з такими ознаками великий потенціал електрозбереження криється в компенсації реактивної потужності, у зниженні втрат у силових трансформаторах і лініях електропередачі.

Для підвищення ефективності використання електроенергії у системах електропостачання важливим є доведення рівня компенсації до економічно обґрунтованих рівнів.

Компенсацію реактивної потужності доцільно розглядати як у структурі організаційних, так і в структурах режимних і технічних заходів з енергозбереження шляхом вирішення трьох основних завдань.

Першим завданням є визначення оптимальної потужності і місць встановлення засобів компенсації реактивної потужності в мережах системи електропостачання. Вирішення такого завдання на рівні системи електропостачання зменшує втрати потужності та електроенергії в мережах системи, зменшує її електричне навантаження, що є важливим особливо в періоди максимуму навантаження та надає можливість регулювання напруги у вузлах навантаження.

Друге завдання – економічне обґрунтування реактивної потужності, що надається з мережі системи електропостачання споживачам, і визначення потужності засобів компенсації, котрі встановлюються споживачем. Під час вирішування такого завдання потрібно враховувати як параметри системи електропостачання та її режиму роботи, так і параметри споживача, а також показники тарифу оплати за електроенергію [8].

Вирішування цих завдань повинне базуватися на таких положеннях:

засоби компенсації необхідно вибирати комплексно для режиму найбільшого реактивного навантаження конкретного вузла електро-постачання;

споживач електричної енергії зобов’язаний підтримувати рівень реактивної потужності в розподільних мережах відповідно до значення економічно оптимальної реактивної потужності, яка може бути переданою споживачу в режимах найбільшого та найменшого навантаження системи електропостачання;

врахування при розрахунках найбільшої реактивної потужності, яка може бути передана з мережі системи в післяаварійних режимах.

Третє завдання – оптимальне керування роботою визначених попередніми завданнями засобів компенсації реактивної потужності як у мережах системи електропостачання, так і в мережах споживачів.

Велика частка втрат електроенергії у електричних мережах зумовлена недостатнім рівнем компенсації реактивної потужності, особливо в розподільних електричних мережах сільськогосподарських районів, де фактичне оснащення компенсуючими пристроями не перевищує 0,15 квар/кВт, тоді як оптимальний рівень компенсації становить близько 0,6 квар/кВт [7] при оптимальному їх розміщенні в характерних місцях електричних мереж. Така ситуація зберігається і в сучасних умовах, які характеризуються, з одного боку, зменшенням електричного навантаження внаслідок спаду виробництва та економічної кризи, а з іншого боку, через незначне підключення компенсуючи пристроїв – різким зниженням їх установленої потужності та рівнів компенсації.

Однією з багатьох незаперечних переваг компенсації реактивної потужності як енергоощадного заходу є можливість підвищення економічності роботи розподільних мереж без втручання в умови і режим роботи споживачів електричної енергії. Ефективність конденсаторних батарей підвищується в разі їх додаткового використання в пристроях плавлення льоду на проводах повітряних ліній електропередач, або на пунктах АВР для збільшення пропускної здатності ліній електропередач напругою 10 кВ у після аварійному режимі роботи.

5.2. Розрахунок втрат електричної енергії до і після компенсації реактивної потужності
Розрахунок починається з визначення параметрів лінії електропередачі. Вибираємо повітряну лінію Деймановка (див. рис.2). Необхідно вибрати потужність конденсаторних установок з оптимальним рівнем компенсації 0.6 квар/кВт. Для цього потрібно знати реактивну потужність, що виділяється на РТП 10/0.4 кВ:
, квар, (5.1)
де: SM- максимальна повна потужність,кВА;

РМ-максимальна активна потужність,кВт.
,кВА. (5.2)
Коефіцієнт потужності cosφ для споживчих трансформаторних підстанцій вибираєм в залежності від хаактеру навантаження.

Значення потужностей конденсаторних установок заносимо в табл. 5.1.
Таблиця 5.1. Потужності конденсаторних установок на ТП 10/0.4


№ ТП

146

112

1280

147

113



187,5

30,5

255,0

510,1

30,5

Qку

113

18

150

300

18



Втрати електричної енергії до компенсації реактивної потужності розраховуються за формулою:
і1=(Pi2+Qi2)/Uн2Ri-3 , кВтгод/рік, (5.3)
після компенсації:
і2=(Pi2+(Qi-Qку)2)/Uн2Ri-3 , кВтгод/рік, (5.4)
де: Qi  реактивна потужність і-тої ділянки лінії, квар;

Qку  потужність конденсаторної установки, квар;

Pi  активна потужність і-тої ділянки лінії, кВт;

Uн  номінальна напруга мережі, кВ;

Ri  активний опір і-тої ділянки лінії, Ом;

  річне число годин втрат, год/рік. [1]

Отримані результати заносимо в табл. 4.2.
Таблиця 5.2. Розрахунок втрат електричної енергії до і після компенсації


Ділянка

Ri,

Ом

,

год/рік

Sі,

кВА

Рі,

кВт

Qі,

квар

Qку,

квар

і1,

кВтгод/

рік

і1,

кВтгод/

рік

і2,

кВтгод/

рік

і2,

кВтгод/

рік

4-3

0,23

1800

833,3

500

666,6

113

2874,6

517301,3

2203,8

381529,2

3-2

0,23

1800

838,1

584

601,1

131

2907,8

514426,7

2326,9

379325,4

2-1

0,39

1800

1504,8

948

1168,6

281

15895,6

511518,9

11839,5

376998,5

5-1

0,16

1100

122,6

113,4

46,6

18

26,5

495649,8

24,0

365183,0

1-0

2,96

1800

3050

1952

2343,5

599

495623,3

495623,3

365159,0

365159,0



Зниження втрат електричної енергії після компенсації :
=(і1-і2)/і1100%. (5.5)
=(517301,3-381529,2)/517301,3∙100%=26,2%
5.3. Вибір батарей конденсаторів
За значеннями потужностей конденсаторних установок (табл.5.1.) вибираємо батареї конденсаторів і заносимо їхні характеристики в табл. 5.3.
Таблиця 5.3. Технічні характеристики конденсаторних установок [3]


Тип установки

Номінальна потужність,

квар

Номінальна ємність, мкФ

Вид виконання

Висота, мм

Маса,

кг

КМ-0,38-13

13

286

3-фазне чи 1-фазне

408

26

КС-0,38-18

18

397

3-фазне чи 1-фазне

408

28

КС-0,38-50

25

551

3-фазне чи 1-фазне

408

28



Розрахунки показали, що з використанням пристроїв для компенсації реактивної потужності втрати електричної енергії в лінії Деймоновка знизились на 26,2%
ВИСНОВКИ
У випускній бакалаврській роботі були розглянуті питання аналізу пропускної здатності електричних мереж у зоні районної трансформаторної підстанції 35/10 кВ “Деймановка” Пирятинського РЕМ ВАТ “Полтаваобленерго”, з метою зниження втрат електроенергії в лінії 10кВ.

Визначено навантаження на ділянках ПЛ 10 кВ, проведено заміну проводів, обґрунтовано вибір двох силових трансформаторів потужністю 2500 і 4000 кВА , використано пристрої для компенсації реактивної потужності в на лінії Деймановка.

Проаналізувавши вищенаведені розрахунки та заходи щодо зменшення втрат електроенергії, можна зробити такі висновки:

1. Район електропостачання має досить розгалужену електромережу, яка має резервування від сусідніх підстанцій.

2.Проведений аналіз електричних навантажень показує, що на протязі розрахункового періоду електричне загальне навантаження зросте:

  • для денного максимуму-з 2452,5 кВт до 4675 кВт

  • для вечірнього максимуму-з 2304,8 кВт до 3684 кВт.

3. Після заміни проводів в повітряних лініях втрати напруги до найвіддаленішого споживача зменшаться, в середньому, на 25%.

4. Середнє значення зниження втрат електроенергії після заміни проводів в повітряних лініях складає приблизно 40,4%. А після реконструкції РТП і додаткового встановлення ще одного силового трансформатора знизились питомі втрати з10,69грн/(кВтрік) до8,6 та 9,9грн/(кВтрік), а також зменшився коефіцієнт втрат потужності трансформаторів з 0,016 до 0,012 та 0,010.

5. Використання пристроїв для компенсації реактивної потужності дозволить зменшити втрати електричної енергії в л. Деймановка на 26,2%.
ЛІТЕРАТУРА


  1. Методичні вказівки для виконання курсового проекту по електропостачанню сільського господарства. Резніченко Т.П., Ко-

зирський В.В., Каплун В.В.

  1. Притака І.П. “Електропостачання сільського господарства.” – К.: Вища школа, 1983

  2. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий.–М.:Энергия, 1973

  3. Будзко И.А. Зуль Н.М. “Электроснабжение сельського хозяйства.” – М.: Агропромиздат, 1990

  4. “Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельського хозяйства.” – М.: Агропромиздат,1989

  5. Компенсація реактивної потужності як фактор керування режимами передачі електроенергії у сільські регіони. А.О. Омельчук, НАУ. Энергетика и электрификация, №5, 2000

  6. Про ефективність компенсації реактивної потужності в районних електричних мережах. Т.П Резніченко, А.О. Омельчук, НАУ. Энергетика и электрификация, №6, 2001

  7. www.elteh.ru




^ Хомич В.В.



Скачать файл (3077.1 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru