Компенсация реактивной мощности

Реферат

Пояснительная записка 64 с, 28 рис., 22 табл., 8 источников.

ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ, ПОНИЖАЮЩИЕ ПОДСТАНЦИИ, НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ, СХЕМЫ СЕТЕЙ, СЕЧЕНИЯ ПРОВОДНИКОВ, ПРИВЕДЕННЫЕ ЗАТРАТЫ, ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, РЕЖИМЫ СЕТЕЙ

Проектируемым объектом является районная электрическая сеть.

Цель работы - выбор варианта электрической сети и ее расчет.

Изм.

В курсовом проекте в ходе проектирования рассмотрены 6 вариантов электрической сети, из которых отобраны два для сравнения по приведенным затратам. По результатам сравнения окончательно выбран один вариант, для которого выполнен уточненный расчет основных режимов сети, а также рассмотрены вопросы регулирования напряжения в этих режимах и определены основные технико-экономические показатели сети.

Содержание

Введение. 5

Компенсация реактивной мощности

Выбор схемы, номинальных параметров ЛЭП и трансформаторов. 8

2.1 Общие сведения. 8

2.2 Варианты схем электрической сети. 8

2.3 Предварительный выбор номинального напряжения сети. 9

2.4 Выбор трансформаторов подстанций. 12

2.5 Выбор двух вариантов по минимуму капитальных затрат. 13

2.5.1 Методика расчета. 13

2.5.2 Расчет капитальных затрат. 18

2.6 Выбор одного варианта из двух по минимуму приведенных затрат. 19

2.6.1 Общие сведения. 19

2.6.2 Расчет потокораспределения в нормальном режиме для первого варианта. 19

2.6.3 Расчет потокораспределения в аварийных режимах для первого варианта. 20

2.6.4 Расчет токов на участках сети в нормальном режиме работы и определение расчетных токов для выбора сечений проводников по экономическим интервалам для первого варианта 22

2.6.5 Расчет токов на участках сети в аварийном режиме работы для четвертого варианта 23

2.6.6 Выбор сечения проводников по экономическим интервалам для первого варианта 23

2.6.7 Проверка сечений проводников по допустимому нагреву для первого варианта 24

2.6.8 Проверка сечений проводников по условиям допустимых потерь напряжения для первого варианта. 24

2.6.9 Определение приведенных затрат для первого варианта. 26

2.6.10 Методика расчетов. 26

2.6.11 Определение приведенных затрат. 27

2.6.12 Расчет потокораспределения в нормальном режиме для шестого варианта. 29

2.6.13 Расчет потокораспределения в аварийных режимах для шестого варианта. 30

2.6.14 Расчет токов на участках сети в нормальном режиме работы и определение расчетных токов для выбора сечений проводников по экономическим интервалам для шестого варианта 31

2.6.15 Расчет токов на участках сети в аварийном режиме работы для шестого варианта 32

2.6.16 Выбор сечения проводников по экономическим интервалам для шестого варианта 33

2.6.17 Проверка сечений проводников по допустимому нагреву для шестого варианта 33

2.6.18 Проверка сечений проводников по условиям допустимых потерь напряжения для четвертого варианта. 34

2.6.19 Определение приведенных затрат для первого варианта. 36

2.6.20 Методика расчетов. 36

2.6.21 Определение приведенных затрат. 37

2.6.22 Выбор варианта сети. 39

3 Расчет основных режимов проектируемой сети. 40

3.1 Общие сведения. 40

3.2 Паспортные данные выбранных трансформаторов. 40

3.3 Расчет сопротивлений трансформаторов. 40

3.4 Расчет зарядных мощностей в линиях. 41

3.5 Эквивалентная схема рассматриваемого варианта сети. 41

3.6 Расчетная схема сети рассматриваемого варианта. 42

3.7 Режим максимальных нагрузок. 43

3.7.1 Потери мощности в одном трансформаторе в режиме максимальных нагрузок 43

3.7.2 Определение эквивалентных нагрузок в режиме максимальных нагрузок. 44

3.7.3 Определение потокораспределения и напряжения в узлах с учетом потерь мощности 44

3.7.4 Результаты расчета режима максимальных нагрузок. 48

3.8 Режим минимальных нагрузок. 49

3.8.1 Результаты расчета режима минимальных нагрузок. 50

3.9 Аварийный режим (в период максимальных нагрузок) 50

3.9.1 Потери мощности в одном трансформаторе в аварийном режиме. 50

3.9.2 Определение эквивалентных нагрузок в аварийном режиме. 50

3.9.3 Определение потокораспределения и напряжений в узлах с учетом потерь мощности 50

3.9.4 Результаты расчета аварийного режима. 52

4 Регулирование напряжения в сети. 53

4.1 Общие сведения. 53

4.2 Методика расчета. 53

4.3 Расчет количества ответвлений в режиме максимальных нагрузок. 54

4.4 Расчет количества ответвлений в режиме минимальных нагрузок. 55

4.5 Расчет количества ответвлений в аварийном режиме. 56

5 Технико-экономический расчет выбранного варианта с учетом коэффициента инфляции. 58

Заключение. 61

Список использованных источников. 62

Введение

Развитие энергетики и электрификации в значительной степени определяет уровень развития народного хозяйства страны в целом. Электроэнергия является наиболее универсальным видом энергии, она просто и экономично может быть преобразована в другие виды энергии. Немыслимо представить современную промышленность, наш быт и все народное хозяйство страны без использования электроэнергии.

Передачи электроэнергии от электростанции и ее распределение потребителям осуществляется по электрическим сетям общего пользования. В СНГ 95 районных энергетических систем, каждая из которых обеспечивает централизованное электроснабжение потребителей на территории, охватываемой подчиненными ей электрическими сетями. При этом 79 из 95 электросистем объединены в Единую энергетическую систему СНГ.

Суммарная протяженность только линий электропередач напряжением 35 кВ и выше уже превысило 600 тыс. км. Ежегодно вводят в эксплуатацию 6-7 тыс. км. линий напряжением 220 кВ и выше, примерно 10 тыс. км. линий 100 кВ и 13 тыс. км. линий 35 кВ. Создаются уникальные магистральные линии электропередач сверхвысокого напряжения.

Вопросы составления энергетического баланса страны, определение перспектив развития отдельных районов, объединение энергетических систем не могут быть решены без учета электрических сетей. Все эти вопросы необходимо решать комплексно с учетом взаимного влияния таким образом, чтобы было обеспечено эффективное и рациональное использование имеющихся ресурсов.

Компенсация реактивной мощности

В курсовом проекте вопрос компенсации реактивной мощности решается приближенно. Для уменьшения потерь электрической энергии в проект сети устанавливаются на низкой стороне подстанций компенсирующие устройства поперечной компенсации.

В задании на курсовой проект для каждого узла нагрузки задается значение без компенсации реактивной мощности ( ). Согласно указаниям по компенсации реактивной мощности на шинах 6–20 кВ понижающих подстанций нормируется значение экономически целесообразного (в дальнейшем ). Поэтому величина мощности компенсирующих устройств по каждой подстанции ( ) определяется по простой формуле:

Необходимо обеспечить сети ( =0,25 ). При этом потребитель должен потреблять из сети реактивную мощность:

где - активная мощность в -ом узле нагрузки;

- естественный тангенс в -ом узле;

Выбор типа компенсирующих устройств и место их размещения в курсовом проекте не предусматривается, так как эта задача решается при выборе и расчете схемы электроснабжения потребителей, питающихся от подстанции на напряжении 6–10 кВ и 0,38 кВ. В дальнейшем в расчетах используется значение реактивной мощности с учетом компенсации ( )