Выбор ответвлений трансформаторов распределительной сети 10 кВ - Дипломная работа

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. Под регулированием понимается текущее изменение параметра (напряжения, коэффициента трансформации, потери напряжения), применяемое в целях изменения режима напряжений по желаемому закону. Приняты следующие обозначения: U1 - напряжение на шинах центра питания; U2в - напряжение на шинах первичного напряжения (ВН) районной подстанции; U 2H - напряжение на шинах вторичного напряжения (НН) районной подстанции; U3 - напряжение у потребителей. Напряжения на шинах ВН и НН отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе ?UТ, и, кроме того, в идеальном трансформаторе напряжение понижается в соответствии с коэффициентом трансформации, что необходимо учитывать при выборе регулировочного ответвления. При этом напряжение на шинах ВН подстанции будет отличаться от напряжения генераторов электростанции U1 на величину потерь в линии ?UC, а напряжение на шинах НН подстанции, приведенное к ВН Uв2н будет отличаться еще и на величину потерь напряжения в сопротивлении трансформатора ?UТ: , .По заданному отношению наименьшей нагрузки к наибольшей m = 0,3 найдем потери напряжения от шин ЦП до шин 0,38КВ ТП в режиме наименьших нагрузок. 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 найдем допустимые отклонения напряжения на шинах 0,38 КВ ТП в режиме наименьших нагрузок: (4.7) Тогда с учетом найденной зоны нечувствительности регулятора ?UНЧ = 1,2% по формуле (4.8) найдем пределы возможных отклонений напряжения на шинах ЦП в режиме наибольших нагрузок: (4.8) 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.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.

Содержание строк файла данных:

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 значение и потери напряжения, следовательно, и само напряжение будет изменяться с 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: U1 ? напряжение на шинах центра питания; U2в ? 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? ?U12.

Напряжения на шинах ВН и НН отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе ?UТ, 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 ?V 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 nt, 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 nt, 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:

?UТ? 0,1St, где ST = St/Shom ? мощность трансформатора в относительных единицах.

При трех-четырех трансформациях потери напряжения в сети составляют 0,3 ? 0,4St. Если принять Рнб=1, а Рнм = 0,4, то при этих условиях потери напряжения в процентах Uном в режимах наибольших и наименьших нагрузок составляют соответственно: ??UНБ% ? 30?40%, ??UНМ% ? 12?16%.

Отсюда видно, что диапазон изменения напряжения у потребителя составляет: ??UНБ% ? ??UНМ% ? 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 ?UC, а напряжение на шинах НН подстанции, приведенное к ВН Uв2н будет отличаться еще и на величину потерь напряжения в сопротивлении трансформатора ?UТ: , .

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, б - способы включения; в-схема обмоток; г - регулирование 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 EA? - модуль 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 nt ? 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 учетом установленного ответвления; U*2ном - номинальное напряжение вторичной обмотки трансформатора (в отн. ед.).

Таблица 3.1 ? Добавки напряжения на трансформаторах ТП

Номер ответвления Ответвление первичной обмотки трансформатора, % Напряжение ответвления, КВ Значение добавки напряжения, ?UТ, % точное значение округленное значение

1 2 3 4 5

1 5 10,5 (6,3) 0,26 0

2 2,5 10,25 (6,15) 2,63 2,5

3 0 10 (6) 5,26 5

4 -2,5 9,75 (5,85) 7,9 7,5

5 -5 9,5 (5,7) 10,8 10

Для обеспечения допустимых отклонений напряжения у электроприемников целесообразно использовать все имеющиеся ответвления трансформаторов (смотри таблицу 3.1). При этом каждому из ответвлений будет соответствовать определенная зона распределительной сети. На ТП, близких к ЦП, следует стремиться установить ответвления с меньшими добавками напряжения (т.е. 5 или 2,5%), а на удаленных 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: ?UТП=?UЦП-?UH ?UT, где ?UЦП ? отклонение напряжения на шинах ЦП; ?UH - потеря напряжения от шин ЦП до шин 0.38 КВ ТП; ?UT - добавка напряжения на трансформаторе ЦП.

Отсюда: ?UH=?UЦП - ?UТП ?UT. (3.2)

С учетом 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 ?UТ.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 расчетов (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 ?UТ = 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)).

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.

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.

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

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

5. 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.

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

7. Филатов А.А. Оперативное обслуживание электрических подстанций.? М.: Энергия, 1980 г. - 232 с.

Размещено на .ru