Аналіз втрат електроенергії та розробка заходів їх зниження в електричних мережах РТП 35/10 кВ „Деймановка” Пирятинського РЕМ ВАТ „Полтав

Автор: Пользователь скрыл имя, 04 Апреля 2012 в 16:58, дипломная работа

Описание работы

У бакалаврській роботі розглядаються питання аналізу пропускної здатності електричних мереж у зоні районної трансформаторної підстанції 35/10 “Деймановка” Пирятинського РЕМ ВАТ “Полтаваобленерго”, з метою зниження втрат електроенергії.
В роботі наведено характеристику району і існуючі схеми електропостачання. В ході розрахунків визначені перевантажені ділянки лінії 10 кВ та передбачено заміну проводів, обгрунтовано вибір двох силових трансформаторів потужністю 4000 ї 2500 кВА , а також використано конденсаторні установки для компенсації реактивної потужності.

Содержание

Вступ. 8
Рлзділ1. Характеристика зони електропостачання. 10
Розділ2. Розрахунок електричних навантажень. 11
Розділ3. Вибір проводів ЛЕП 10 кВ та розрахунок втрат напруги. 29
3.1. Вибір проводів ЛЕП 10 кВ. 29
3.2. Розрахунок втрат напруги. 32
Розділ4. Розрахунок втрат електроенергії в електричних мережах. 36
4.1. Розрахунок втрат електроенергії в лініях. 36
4.2. Розрахунок втрат потужності та електроенергії в силових трансформаторах. 41
Зозділ5. Зниження втрат електричної енергії в елементах мережі при компенсації реактивної потужності. 46
5.1. Обґрунтування використання пристроїв для компенсації реактивної потужності. 46
5.2. Розрахунок втрат електричної енергії до і після компенсації реактивної потужності. 49
5.3. Вибір батарей конденсаторів. 52
Висновки. 53
Література. 54

Скачать полностью (3.46 Мб) Сколько стоит заказать работу?

Работа содержит 1 файл

диплом1 Хохмача.doc

— 784.50 Кб (Скачать)

3.2. Розрахунок втрат напруги

Переріз проводів лінії 10 кВ, які вибрані за допомогою економічних інтервалів потужностей, потрібно перевірити на допустиму втрату напруги. При цьому фактична втрата напруги до найвіддаленішої точки у мережі не повинна перевищувати допустиму,

Uф<Uдоп. (3.4)

Фактична втрата напруги на і - тій ділянці лінії (%) визначається за формулою:

, (3.5)

де: Рі - розрахункова активна потужність ділянки лінії, кВт;

Qі - розрахункова реактивна потужність ділянки лінії, квар;

rі - активний опір ділянки лінії, Ом;

хі - реактивний опір ділянки лінії, Ом;

Uн - номінальна напруга лінії;

А втрата напруги до будь-якого споживача визначають як суму втрат напруги на окремих , послідовно з'єднаних ділянках лінії від джерела живлення.

, (3.6)

, (3.7)

, (3.8)

де: Lі - довжина ділянки лінії, км;

r0і - питомий активний опір провода і-тої ділянки лінії, Ом/км;

х0і - питомий реактивний опір провода і-тої ділянки лінії, Ом/км.

Таблиця 3.2. Розрахунок втрат напруги

Ділянка	Довжина	Pi, кВт	Qi, квар	Xoi, Ом км	Xi, Ом	Старий провід				Новий провід
Ділянка	Довжина	Pi, кВт	Qi, квар	Xoi, Ом км	Xi, Ом	Roi, Ом/ км	Ri, Ом	U i, %	Ui, %	Roi, Ом/ км	Ri, Ом	Ui, %	Ui, %
л. Шкурати
4-3	0,9	113,4	46,6	0,4	0,36	1,26	1,13	0,145	2,399	0,60	0,54	0,078	1,909
3-2	2,7	166,9	68,5	0,4	1,08	0,78	2,11	0,426	2,254	0,60	1,62	0,344	1,831
6-5	1,4	113,4	46,6	0,4	0,56	1,26	1,76	0,226	2,24	1,26	1,76	0,226	1,899
5-2	1,0	197,4	81,1	0,4	0,4	0,78	0,78	0,186	2,014	0,78	0,78	0,186	1,673
2-1	2,3	325,4	133,7	0,4	0,92	0,78	1,79	0,705	1,828	0,60	1,38	0,572	1,487
1-0	3,0	384,4	186,1	0,4	1,2	0,78	2,34	1,123	1,123	0,60	1,80	0,915	0,915
л. Деймановка
4-3	0,3	500	666,6	0,4	0,12	0,78	0,23	0,195	10,344	0,60	0,18	0,170	6,597
3-2	0,3	584	601,1	0,4	0,12	0,78	0,23	0,206	10,149	0,60	0,18	0,177	6,427
2-1	0,5	948	1168,6	0,4	0,2	0,78	0,39	0,603	9,943	0,31	0,16	0,385	6,250
5-1	0,2	113,4	46,6	0,4	0,08	0,78	0,16	0,022	9,362	0,60	0,12	0,017	5,882
1-0	3,8	1952	2343,5	0,4	1,52	0,78	2,96	9,340	9,340	0,31	1,18	5,865	5,865
л. Приходьки
5-4	0,5	113,4	46,6	0,4	0,2	0,78	0,39	0,054	15,509	0,60	0,30	0,043	9,765
4-3	1,0	150	76,8	0,4	0,4	0,78	0,78	0,148	15,355	0,60	0,60	0,121	9,722
3-2	0,7	283	330,9	0,4	0,28	0,78	0,55	0,248	15,207	0,60	0,42	0,212	9,601
7-6	0,3	288	118,4	0,4	0,12	0,78	0,23	0,080	15,243	0,60	0,18	0,066	9,621
6-2	0,4	544	223,4	0,4	0,16	0,78	0,31	0,204	15,163	0,60	0,24	0,166	9,555
2-1	5,9	1201	1442,0	0,4	2,36	0,78	4,60	8,928	14,959	0,31	1,83	5,601	9,389
8-1	2,6	80	106,6	0,4	1,04	0,78	2,03	0,273	6,304	0,60	1,56	0,236	4,024
1-0	3,8	1260,5	1513,3	0,4	1,52	0,78	2,96	6,031	6,031	0,31	1,18	3,788	3,788
л. МТФ
3-2	0,3	210	280,0	0,4	0,12	0,78	0,23	0,082	3,826	0,78	0,23	0,082	2,484
2-1	0,3	834,5	1112,6	0,4	0,12	0,78	0,23	0,325	3,744	0,31	0,09	0,209	2,402
4-1	0,9	320	426,6	0,4	0,36	0,78	0,70	0,378	3,797	0,60	0,54	0,326	2,519
1-0	2,4	1085,5	1447,4	0,4	0,96	0,78	1,87	3,419	3,419	0,31	0,74	2,193	2,193
л. Харьковці
3-2	1,2	113,4	46,6	0,4	0,48	0,78	0,94	0,129	3,502	0,78	0,94	0,129	3,502
5-2	0,2	525	700,0	0,4	0,08	0,78	0,16	0,140	3,513	0,60	0,12	0,119	3,492
2-1	0,2	715,5	882,0	0,4	0,08	0,60	0,12	0,156	3,373	0,60	0,12	0,156	3,373
4-1	0,5	113,4	46,6	0,4	0,2	1,26	0,63	0,081	3,298	0,78	0,39	0,054	3,271
1-0	4,1	743,5	846,3	0,4	1,64	0,6	2,46	3,217	3,217	0,60	2,46	3,217	3,217
л. Високе
3-2	3,0	113,4	46,6	0,4	1,2	0,78	2,34	0,321	1,25	0,78	2,34	0,321	1,057
7-6	0,4	320	426,6	0,4	0,16	0,78	0,31	0,167	1,275	0,60	0,24	0,145	1,032
6-2	0,4	403	340,1	0,4	0,16	0,78	0,31	0,179	1,108	0,60	0,24	0,151	0,887
2-1	0,6	486	228,6	0,4	0,24	0,60	0,36	0,230	0,929	0,60	0,36	0,230	0,736
5-4	0,2	320	155,1	0,4	0,08	0,78	0,16	0,064	1,203	0,60	0,12	0,051	0,915
4-1	0,6	751	363,6	0,4	0,24	0,78	0,47	0,440	1,139	0,60	0,36	0,358	0,864
1-0	0,6	1135	1211,8	0,4	0,24	0,60	0,36	0,699	0,699	0,31	0,19	0,506	0,506

Визначаємо зниження втрат напруги у найвіддаленішого споживача після заміни проводів:

Δ =((ΔUст -ΔUн)/ΔUст)·100 %, (3.9)

де: ΔUст – сумарна втрата напруги у лінії до найвіддаленішого споживача із старими проводами;

ΔUн - сумарна втрата напруги у лінії до найвіддаленішого споживача із новими проводами.

л. Шкурати Δ=((2,399-1,909)/ 2,399)·100%=20,4%.

л. Деймановка Δ=((10,344-6,597)/ 10,344)·100%=36,2%.

л. Приходьки Δ=((15,509-9,765)/ 15,509)·100%=37,0%.

л. МТФ Δ=((3,826-2,484)/ 3,826)·100%=35,7%.

л. Харьковці Δ=((3,513-3,492)/ 3,513)·100%=0,6%.

л. Високе Δ=((1,275-1,032)/ 1,275·100%=19,1%.

Аналіз вищенаведених розрахунків показує, що втрати напруги до найвіддаленішого споживача зменшаться, в середньому, на 25%.

РОЗДІЛ 4. РОЗРАХУНОК ВТРАТ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ В ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖАХ

4.1. Розрахунок втрат електроенергії в лініях

Щорічні втрати електроенергії в і-ій ділянці лінії визначаються за формулою :

і=(Рімакс2/Uн2)RoiLi-3 , кВтгод/рік, (4.1)

де: Рімакс  максимально встановлена денна або вечірня потужність на і-тій ділянці лінії, кВт;

Uн  номінальна напруга мережі, кВ;

Roi  питомий активний опір і-ї ділянки лінії, Ом/км;

Lі  довжина ділянки лінії, км;

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

Таблиця4.1. Розрахунок втрат електроенергії

Ділянка	Довжина,L,км	Рм, кВт	, год/ рік	Старий провід				Новий провід
Ділянка	Довжина,L,км	Рм, кВт	, год/ рік	Roi, Ом/ км	Ri, Ом	Аі, кВтгод/ рік	Аі, кВтгод/ рік	Roi, Ом/ км	Ri, Ом	Аі, кВтгод/рік	Аі, кВтгод/рік
л. Шкурати
4-3	0,9	113,4	1100	1,26	1,13	159,8	9115	0,60	0,54	76,4	6967,4
3-2	2,7	166,9	1100	0,78	2,11	646,5	8955,2	0,60	1,62	496,4	6891,2
6-5	1,4	113,4	1100	1,26	1,76	249,0	8892	1,26	1,76	249,0	6978,1
5-2	1,0	197,4	1100	0,78	0,78	334,3	8643	0,78	0,78	334,3	6729,1
2-1	2,3	325,4	1100	0,78	1,79	2084,9	8308,7	0,60	1,38	1607,3	6394,8
1-0	3,0	384,4	1800	0,78	2,34	6223,8	6223,8	0,60	1,80	4787,5	4787,5
л. Деймановка
4-3	0,3	500	1800	0,78	0,23	1035,0	211768,9	0,60	0,18	810,0	85434,2
3-2	0,3	584	1800	0,78	0,23	1412,0	210733,9	0,60	0,18	1105,0	84624,2
2-1	0,5	948	1800	0,78	0,39	6308,9	209321,9	0,31	0,16	2588,3	83519,2
5-1	0,2	113,4	1100	0,78	0,16	22,6	203035,6	0,60	0,12	17,0	80947,9
1-0	3,8	1952	1800	0,78	2,96	203013,0	203013,0	0,31	1,18	80930,9	80930,9
л. Приходьки
5-4	0,5	113,4	1100	0,78	0,39	55,2	205249,3	0,60	0,30	42,4	82151
4-3	1,0	150	1800	0,78	0,78	315,9	205194,1	0,60	0,60	243,0	82108,6
3-2	0,7	283	1800	0,78	0,55	792,9	204878,2	0,60	0,42	605,5	81865,6
7-6	0,3	288	1100	0,78	0,23	209,8	205946,4	0,60	0,18	164,2	82702,7
6-2	0,4	544	1800	0,78	0,31	1651,3	205736,6	0,60	0,24	1278,4	82538,5
2-1	5,9	1201	1800	0,78	4,60	119430,8	204085,3	0,31	1,83	47512,7	81260,1
8-1	2,6	80	1800	0,78	2,03	233,9	84888,8	0,60	1,56	179,7	33927,1
1-0	3,8	1260,5	1800	0,78	2,96	84654,5	84654,5	0,31	1,18	33747,4	33747,4
л. МТФ
3-2	0,3	210	1500	0,78	0,23	152,1	42216,5	0,78	0,23	152,1	16787,3
2-1	0,3	834,5	1500	0,78	0,23	2402,5	42064,4	0,31	0,09	940,1	16635,2
4-1	0,9	320	1800	0,78	0,70	1290,2	40952,1	0,60	0,54	995,3	16690,4
1-0	2,4	1085,5	1800	0,78	1,87	39661,9	39661,9	0,31	0,74	15695,1	15695,1
л. Харьковці
3-2	1,2	113,4	1100	0,78	0,94	133,0	25716,4	0,78	0,94	133,0	25716,4
5-2	0,2	525	1500	0,78	0,16	661,5	26244,9	0,60	0,12	496,1	26079,5
2-1	0,2	715,5	1800	0,60	0,12	1105,8	25583,4	0,60	0,12	1105,8	25583,4
4-1	0,5	113,4	1100	1,26	0,63	89,1	24566,7	0,78	0,39	55,2	24532,8
1-0	4,1	743,5	1800	0,6	2,46	24477,6	24477,6	0,60	2,46	24477,6	24477,6
л. Високе
3-2	3,0	113,4	1100	0,78	2,34	331,0	10209,3	0,78	2,34	331,0	6267,3
7-6	0,4	320	1800	0,78	0,31	571,4	11355,9	0,60	0,24	442,4	7080,3
6-2	0,4	403	1800	0,78	0,31	906,2	10784,5	0,60	0,24	701,6	6637,9
2-1	0,6	486	1800	0,60	0,36	1530,6	9878,3	0,60	0,36	1530,6	5936,3
5-4	0,2	320	1800	0,78	0,16	294,9	13414	0,60	0,12	221,2	8281,6
4-1	0,6	751	1800	0,78	0,47	4771,4	13119,1	0,60	0,36	3654,7	8060,4
1-0	0,6	1135	1800	0,60	0,36	8347,7	8347,7	0,31	0,19	4405,7	4405,7

Зниження втрат електроенергії визначається за формулою:

і   іcт .- ін.   іст. 100%, (4.2)

де: іст втрати електроенергії в і-й лінії зі старими проводами, (кВтгод)/рік;

ін втрати електроенергії в і-й лінії з новими проводами, (кВтгод)/рік.

л. Шкурати: ш = (( 9115 - 6967,4 ) / 9115) ∙ 100% = 23,6%.

л. Деймановка: д = ((211768,9 - 85434,2)/211768,9)∙100% = 59,7%.

л. Приходьки: п = (( 205946,4 - 82702,7 ) / 205946,4) ∙ 100% = 59,8%.

л. МТФ: м = (( 42216,5 - 16787,3 ) / 42216,5 ) ∙ 100% =60,2%.

л. Харьковці: х = (( 26244,9- 26079,5) / 26244,9) ∙100% =0,6%.

л. Високе: в = (( 13414-8281,6) / 13414) ∙ 100% =38,3%.

Вартість річних втрат електроенергії розраховується за формулою:

Cі=іc, (4.3)

де: івтрати електроенергії в і-й лінії зі старими і новими проводами, кВтгод/рік;

cвартість електроенергії, грн/(кВтгод).

Приймаємо с=0,29грн/(кВтгод).

л. Шкурати: Cш = 9115∙0,29=2643,35 грн/рік.

Cш=6967,4∙0,29=2020,55 грн/рік.

Cш=2643,35-2020,55=622,8 грн/рік.

л. Деймановка: Cд=211768,9 ∙0,29=61413,0 грн/рік.

Cд=85434,2∙0,29=24775,9 грн/рік.

Cд=61413,0-24775,9=36637,1 грн/рік.

л. Приходьки: Cп=205946,4∙0,29=59724,5 грн/рік.

Cп=82702,7 ∙0,29=23983,8 грн/рік.

Cп=59724,5-23983,8=35740,7 грн/рік.

л. МТФ: Cм=42216,5 ∙0,29=12242,8 грн/рік.

Cм=16787,3 ∙0,29=4868,3 грн/рік.

Cм=12242,8-4868,3=7374,5 грн/рік.

л. Харьковці: Cх=26244,9∙0,29=7611,0 грн/рік.

Cх=26079,5∙0,29=7563,1 грн/рік.

Cх=7611,0-7563,1=47,9 грн/рік.

л. Високе: Cв=13414∙0,29=3890,1 грн/рік.

Cв=8281,6∙0,29=2401,7 грн/рік.

Cв=3890,1-2401,7=1488,4 грн/рік.

Вищенаведені розрахунки показують, що середнє значення зниження втрат електроенергії, після заміни проводів в повітряних лініях, складає приблизно 40,4%, а вартість річних втрат електроенергії в середньму знизилась на13651,9 грн/рік.

Хомич В.В.

Информация о работе Аналіз втрат електроенергії та розробка заходів їх зниження в електричних мережах РТП 35/10 кВ „Деймановка” Пирятинського РЕМ ВАТ „Полтав