Учебная работа. Проектування і розрахунок системи електропостачання

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Проектування і розрахунок системи електропостачання

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАІНИ

Національний технічний університет України

«Київський політехнічний інститут»

Кафедра електропостачання

Курсовий проект з дисципліни «Системи електропостачання»

на тему: «Проектування і розрахунок системи електропостачання»

Київ — 2012

1. Визначення розрахункових навантажень в електропостачальних системах промислових підприємств

Електромеханічний цех

Рис. 1.1 — План розташування ЕП

) Дані про ЕП електромеханічного цеху представлені в табл. 1.1

Таблиця 1.1 — Дані про ЕП електромеханічного цеху

Номери на плані цехуНазва електроприймачівКвcosφНомінальна потужність Pн, кВтваріант 2варіант 7варіант 12варіант 171, 2Мостові крани, ТУ = 60%0,150,5382536303 — 8Маніпулятори0,220,64,23,53,23,89,10Точильно-шліфувальні верстати0,170,553,21,62,82,211 — 16, 39 — 44Свердлильні верстати0,20,62,84,53,23,522 — 25, 33,34Токарні напівавтомати0,40,7161210,51226 — 29Злиткообдираючі верстати0,180,6634,5517 — 21, 30 — 32Горизонтально-фрезерні верстати0,230,5594,57,5735-38Вентилятори0,70,895,5712Номери електрообладнання, що живиться відСП 1СП 2СП 32 — 10, 30 — 32, 35 — 381, 11 — 14, 19 -21, 39 — 4215 — 18, 22 — 29, 33, 34, 43, 44

Розрахунок електричних навантажень електромеханічного цеху виконаємо методом розрахункових коефіцієнтів (РК);

Розрахунок покажемо на прикладі розрахунку силового пункту 1 (СП 1).

Мостові крани.

Маніпулятори.

Точильно-шліфувальні верстати.

Горизонтально-фрезерні верстати.

Вентилятори.

Розрахунок інших ЕП зведемо у таблицю 1.2.

Мостові крани

Для ЕП, працюючих у повторно — короткочасному режимі, розрахункова потужність приймається рівною номінальній, приведеній до тривалого режиму:

,

де — паспортна потужність;

— коефіцієнт повторності включення.

Розраховується номінальна активна і реактивна потужності:

.

кВт;

кВАр.

Визначається середня активна і реактивна потужності:

.

кВт.

кВАр.

Маніпулятори

Розраховується номінальна активна і реактивна потужності:

.

кВт;

кВАр.

Визначається середня активна і реактивна потужності:

.

кВт.

кВАр.

Точильно-шліфувальні верстати

Розраховується номінальна активна і реактивна потужності:

.

кВт;

кВАр.

Визначається середня активна і реактивна потужності:

.

кВт.

кВАр.

Горизонтально-фрезерні верстати

Розраховується номінальна активна і реактивна потужності:

.

кВт;

кВАр.

Визначається середня активна і реактивна потужності:

.

кВт.

кВАр.

Вентилятори

Розраховується номінальна активна і реактивна потужності:

.

кВт;

кВАр.

Визначається середня активна і реактивна потужності:

.

кВт.

кВАр.

Розраховуємо СП1 сумарно

Розраховується сумарна номінальна активна і реактивна потужності:

Визначається сумарна середня активна і реактивна потужності:

Розраховується значення групового коефіцієнта використання:

де n — кількість ЕП, які входять в групу.

Визначається ефективне число ЕП (nе):

,

,

де n — фактична кількість ЕП в групі,

— номінальна потужність найбільш потужного ЕП групи.

Якщо в процесі розрахунків виявляється, що nе > n, то приймається nе = n.

Окрім того, якщо , то вважають, що nе = n.

Визначають коефіцієнт розрахункового навантаження в функції від групового коефіцієнту використання і ефективного числа ЕП. Коефіцієнт Кр вибирається в залежності від розрахункової точки на підставі відповідних довідкових даних.

Згідно таблиці 2 з ( довідкових даних для виконання курсового проекту) при й ми вибрали Кр рівний 1,16.

Знаходять розрахункову активну потужність.

.

Визначають розрахункову реактивну потужність.

Для мереж напругою до 1000 В

при nе < 10 Qр = 1,1Qс;

при nе > 10 Qр = Qс.

Для магістральних шинопроводів та збірних шин ТП:

.

Знаходимо повну розрахункову потужність :

Знаходять розрахункове струмове навантаження:

Шини НН ТП

Сумарна активна потужність:

Сумарні середня активна і реактивна потужності:

Сумарний коефіцієнт використання

Освітлювальне навантаження розраховується таким чином:

Шини НН:

Шини ВН:

Таблиця 1.2 — Визначення розрахункового навантаження цеху промислового підприємства

№ п/пЕлектроприймачnНомінальна потужність, кВтКвCosφ/ tgφкрСереднє навантаженняneРозрахункове навантаженняодногозагальнаРс, кВтQс, кВАрРр, кВтQp, кВАрSp, кВАІр, АСП11Мостові крани ПВ=25%117,517,50,120,51,7322,13,6372Вертикально-свердлильні верстати45200,140,51,7322,84,853Заточувальні верстати615,5930,250,651,16923,2527,1794Фрезерувальні верстати69,5570,220,551,51812,5419,03617187,50,2171,10840,6954,7022245,0854,70270,884107,697СП24Мостові крани ПВ=25%117,517,50,120,51.7322,13,6375Шліфувальні верстати43120,20,51,7322,44,1576Токарно-револьверні верстати55,527,50,150,51,7324,1257,1457Строгальні верстати318,455,20,180,551,5189,93615,08313112,20,1651,45118,56130,0221326,93230,02240,33261,2782. Визначення розрахункових навантажень в електропостачальних системах міст

Визначення розрахункових навантажень в електропостачальних системах міст.

Вихідні дані:

Житловий будинок з газовими плитами, 9 поверхів, 3 секції, 108 помешкань — 4 шт.

Житловий будинок з газовими плитами, 9 поверхів, 4 секції, 216 помешкань — 2 шт.

Житловий будинок з електричними плитами, 16 поверхів, 1 секція, 48 помешкань — 1 шт.

Школа на 800 учнів з харчоблоком — 1 шт.

Кінотеатр на 1200 місць — 1 шт.

Ресторан на 200 місць — 1 шт

Готель на 400 місць

Розрахункове навантаження житлового будинку в цілому розраховується наступним чином:

де Ркв — розрахункове навантаження квартир:

,

де — питоме розрахункове електричне навантаження житла (табл. 5);

— кількість квартир;

Рсил — розрахункове навантаження силових ЕП:

,

де — коефіцієнт попиту для ліфтових установок (табл. 7);

— потужність ліфтової установки ( пасажирського ліфта 6 кВт)

При проведенні розрахунків всі житлові будинки з однаковим характером приготування їжі розглядаються як один житловий будинок з сумарним числом квартир та сумарним числом ліфтових установок.

Розрахункове навантаження громадських і адміністративних будівель знаходимо наступним чином:

На рисунку 1 зображена схема розміщення житлових, громадських та адміністративних будівель відносно трансформаторних підстанцій.

Рис. 2.1 — Схема розміщення будівель: 2,3,4,6,9,10,11- житлові будинки; 1 — школа; 5 — кінотеатр; 7 — ресторан; 8 — готель

У випадку сумісного електропостачання різних обєктів, розрахункове навантаження низьковольтних ліній і на шинах НН ТП визначається за формулою:

де — найбільше з розрахункових навантажень серед обєктів, котрі живляться від точки мережі, яка розглядається;

— розрахункове навантаження решти будівель i = 1, …, n;

Ксум і — коефіцієнт участі у максимумі, котрий відображає якою

долею навантаження i-ого житлового або громадського об`єкту бере участь у найбільшому розрахунковому навантаженні (табл. 11).

Визначимо розрахункове навантаження ТП:

Від ТП1 живиться : Житловий будинок з газовими плитами, 9 поверхів, 3 секції, 108 помешкань — 2 шт., житловий будинок з електричними плитами, 16 поверхів, 1 секція, 48 помешкань — 1 шт., ресторан на 200 місць, готель на 400 місць.

Від ТП2 живиться житловий будинок з газовими плитами, 9 поверхів, 4 секції, 216 помешкань,кінотеатр на 1200 місць

Від ТП3 живиться : житловий будинок з газовими плитами, 9 поверхів, 3 секції, 108 помешкань — 2 шт., житловий будинок з газовими плитами, 9 поверхів, 4 секції, 216 помешкань, школа на 800 учнів з харчоблоком

Визначимо післяаварійне навантаження ТП:

Від ТП1 живиться : житловий будинок з газовими плитами, 9 поверхів, 3 секції, 108 помешкань — 2 шт., житловий будинок з електричними плитами, 16 поверхів, 1 секція, 48 помешкань — 1 шт., ресторан на 200 місць, готель на 400 місць.

Від ТП2 живиться житловий будинок з газовими плитами, 9 поверхів, 4 секції, 216 помешкань,кінотеатр на 1200 місць

Від ТП3 живиться : житловий будинок з газовими плитами, 9 поверхів, 3 секції, 108 помешкань — 2 шт., житловий будинок з газовими плитами, 9 поверхів, 4 секції, 216 помешкань, школа на 800 учнів з харчоблоком

Розрахуємо коефіцієнт загрузки трансформатора в післяаварійному режимі:

Вибираємо ТП з потужністю трансформатора 400 кВА.

Таблиця 2.1 — Навантаження трансформаторних підстанцій

№ТПSном ТП, кВ∙АНорм. режимП/а режимKзп/аРтп, кВтQтп, кВтSтп, кВ∙АРтп, кВтQтп, кВтSтп, кВ∙А1400248,0989,271263,663475,54173,403506,1691,2652400194,474,369208,14360,72140,594387,1510,9683400227,178,939240,428398,04141,592422,4741,056

3. Визначення перерізу в мережах номінальною напругою до 1000 В

Мінімально допустимі перерізи мережі напругою до 1000 В, в загальному випадку, повинні задовольняти наступним вимогам.

. Втрата напруги в нормальному режимі не повинна перевищувати допустимої величини: ∆U ≤ ∆Uдоп .

. Втрата напруги в післяаварійному режимі не повинна більш ніж на 5% перевищувати допустиму величину: ∆Uп/а ≤ ∆Uдоп + 5%.

. Струмове навантаження в нормальному режимі не повинне перевищувати допустимої величини, визначеної з урахуванням умов прокладки лінії

Ір ≤ Ідоп К1К2 — для кабельних ліній (КЛ);

Ір ≤ Ідоп К1 — для повітряних ліній (ПЛ).

У наведеному виразі Ідоп — допустиме тривале струмове навантаження, яке визначається за довідковими даними з урахуванням марки кабелю (дроту) і способу його прокладки (у землі, в повітрі, в трубах і так далі); K1 — коефіцієнт, що враховує фактичні температурні умови експлуатації кабелю або повітряної лінії; K2 — корегуючий (уточнюючий) коефіцієнт, що враховує кількість паралельно прокладених і працюючих кабелів.

. Струмове навантаження в післяаварійному режимі не повинне перевищувати допустиме значення, визначене з урахуванням відповідного коефіцієнта допустимого перевантаження:

Ір ≤ Ідоп К1К2Кпер — для КЛ;

Ір ≤ Ідоп К1Кпер — для ПЛ,

де Kпер — коефіцієнт допустимого перевантаження, який визначається з урахуванням умов прокладки, тривалості перевантаження і попереднього завантаження КЛ.

. Вибраний переріз повинен відповідати параметрам захисного апарату:

Ідоп ≥ КзІз ,

де Ідоп — допустимий струм вибраного провідника, визначений з урахуванням умов його прокладки, Kз — коефіцієнт кратності захисту, Iз — номінальний струм або струм спрацьовування захисного апарату.

Визначимо переріз КЛ напругою до 1000 В.

ТП1 (7-С)

Струм розраховується по формулі:

A

Переріз КЛ визначимо за формулою:

Приймаємо переріз 50 мм2. — [7], не підходить

Приймаємо переріз 150 мм2. — [7], підходить, ААБл 4×150

1)Перевірка на допустимий струм

)Перевірка на п/а струм

Струм розраховується по формулі:

А

)Перевірка на втрату напруги в нормальному режимі

,

де хо, rо — питомі погонні активний і реактивний опори Ом/км однієї фази дроту (або кабелю), L — довжина ділянки мережі в км.

Для КЛ значенням хо нехтуємо.

)Перевірка на втрату напруги в п/а режимі

ТП1 (8-Т)

Струм розраховується по формулі:

А

Переріз КЛ визначимо за формулою:

Приймаємо переріз 35 мм2. — ,не підходить

Приймаємо переріз 185 мм2. -, підходить ААБл 4×185 [7]

1)Перевірка на допустимий струм

)Перевірка на п/а струм

Струм розраховується по формулі:

А

)Перевірка на втрату напруги в нормальному режимі

,

де хо ,rо — питомі погонні активний і реактивний опори Ом/км однієї фази дроту (або кабелю), L — довжина ділянки мережі в км.

Для КЛ значенням хо нехтуємо.

)Перевірка на втрату напруги в п/а режимі

ТП1 (10-А,11-А)

Струм розраховується по формулі:

А

Переріз КЛ визначимо за формулою:

Приймаємо переріз 35 мм2. — ,не підходить

Приймаємо переріз 70 мм2. -, підходить, ААБл 4×70 [7],

1)Перевірка на допустимий струм

)Перевірка на п/а струм

Струм розраховується по формулі:

А

)Перевірка на втрату напруги в нормальному режимі

,

де хо ,rо — питомі погонні активний і реактивний опори Ом/км однієї фази дроту (або кабелю), L — довжина ділянки мережі в км.

Для КЛ значенням хо нехтуємо.

)Перевірка на втрату напруги в п/а режимі

ТП1 (9-Ж)

Струм розраховується по формулі:

А

Переріз КЛ визначимо за формулою:

Приймаємо переріз 35 мм2. — ,не підходить

Приймаємо переріз 70 мм2. -, підходить, ААБл 4×70 [7],

1)Перевірка на допустимий струм

)Перевірка на п/а струм

Струм розраховується по формулі:

А

3)Перевірка на втрату напруги в нормальному режимі

,

де хо ,rо — питомі погонні активний і реактивний опори Ом/км однієї фази дроту (або кабелю), L — довжина ділянки мережі в км.

Для КЛ значенням хо нехтуємо.

)Перевірка на втрату напруги в п/а режимі

ТП2 (6-Б)

Струм розраховується по формулі:

A

Переріз КЛ визначимо за формулою:

Приймаємо переріз 35 мм2. — ,не підходить

Приймаємо переріз 150 мм2. — підходить ААБл 4×150 [7]

1)Перевірка на допустимий струм

)Перевірка на п/а струм

Струм розраховується по формулі:

А

)Перевірка на втрату напруги в нормальному режимі

,

де хо ,rо — питомі погонні активний і реактивний опори Ом/км однієї фази дроту (або кабелю), L — довжина ділянки мережі в км.

Для КЛ значенням хо нехтуємо.

)Перевірка на втрату напруги в п/а режимі

ТП2 (5-Р)

Струм розраховується по формулі:

А

Переріз КЛ визначимо за формулою:

Приймаємо переріз 35 мм2. — ,не підходить

Приймаємо переріз 120 мм2. -, підходить ААБл 4×120 [7]

)Перевірка на допустимий струм

)Перевірка на п/а струм

Струм розраховується по формулі:

А

)Перевірка на втрату напруги в нормальному режимі

,

де хо ,rо — питомі погонні активний і реактивний опори Ом/км однієї фази дроту (або кабелю), L — довжина ділянки мережі в км.

Для КЛ значенням хо нехтуємо.

)Перевірка на втрату напруги в п/а режимі

Струм розраховується по формулі:

А

Переріз КЛ визначимо за формулою:

Приймаємо переріз 35 мм2. — ,не підходить

Приймаємо переріз 150 мм2. — підходить ААБл 4×150 [7]

1)Перевірка на допустимий струм

)Перевірка на п/а струм

Струм розраховується по формулі:

А

)Перевірка на втрату напруги в нормальному режимі

,

де хо, rо — питомі погонні активний і реактивний опори Ом/км однієї фази дроту (або кабелю), L — довжина ділянки мережі в км.

Для КЛ значенням хо нехтуємо.

)Перевірка на втрату напруги в п/а режимі

ТП3 (2-Б)

Струм розраховується по формулі:

A

Переріз КЛ визначимо за формулою:

Приймаємо переріз 35 мм2. — ,не підходить

Приймаємо переріз 150 мм2. — підходить ААБл 4×150 [7]

1)Перевірка на допустимий струм

)Перевірка на п/а струм

Струм розраховується по формулі:

А

)Перевірка на втрату напруги в нормальному режимі

,

де хо ,rо — питомі погонні активний і реактивний опори Ом/км однієї фази дроту (або кабелю), L — довжина ділянки мережі в км.

Для КЛ значенням хо нехтуємо.

)Перевірка на втрату напруги в п/а режимі

ТП3 (3-А)

Струм розраховується по формулі:

А

Переріз КЛ визначимо за формулою:

Приймаємо переріз 35 мм2. — ,не підходить

Приймаємо переріз 70 мм2. -, підходить, ААБл 4×70 [7],

1)Перевірка на допустимий струм

)Перевірка на п/а струм

Струм розраховується по формулі:

А

)Перевірка на втрату напруги в нормальному режимі

,

де хо ,rо — питомі погонні активний і реактивний опори Ом/км однієї фази дроту (або кабелю), L — довжина ділянки мережі в км.

Для КЛ значенням хо нехтуємо.

)Перевірка на втрату напруги в п/а режимі

ТП3 (4-А)

Струм розраховується по формулі:

А

Переріз КЛ визначимо за формулою:

Приймаємо переріз 35 мм2. — ,не підходить

Приймаємо переріз 70 мм2. -, підходить, ААБл 4×70 [7],

1)Перевірка на допустимий струм

)Перевірка на п/а струм

Струм розраховується по формулі:

А

3)Перевірка на втрату напруги в нормальному режимі

,

де хо ,rо — питомі погонні активний і реактивний опори Ом/км однієї фази дроту (або кабелю), L — довжина ділянки мережі в км.

Для КЛ значенням хо нехтуємо.

)Перевірка на втрату напруги в п/а режимі

№ ТП№ СпоживачаСтрум навантаження,АСтрум навантаження в п/а режимі,АДовжина ділянки,мМарка кабеляДопустимий струм,А17-С159,591319,183100ААБл 4×1502618-Т178,767357,53340ААБл 4×1852929-Ж112,658189,00680ААБл 4×7017110-А114,622195,1850ААБл 4×7017111-А114,622195,1850ААБл 4×7017125-Р148,847297,69350ААБл 4×1202316-Б182,466320,58360ААБл 4×15026131-М159,993319,98760ААБл 4×1502612-Б182,466320,58360ААБл 4×1502613-А114,622195,18100ААБл 4×701714-А114,622195,1850ААБл 4×70171

4. Вибір мінімально допустимого перерізу в мережах напругою понад 1000 В

Технічні вимоги до вибору мінімально припустимого перерізу в мережах напругою понад 1000 В

. Струмове навантаження будь-якої ділянки в нормальному режимі не повинне перевищувати допустимої величини, визначеної з врахуванням умов прокладки лінії:

Ip ≤ Iдоп⋅K1 ⋅K2 — для кабельних ліній;

Ip ≤ Iдоп⋅K1- для повітряних ліній,

де Iдоп — допустиме тривале струмове навантаження, визначене за довідковими даними з врахуванням марки кабелю (дроту) і способу його прокладки (у землі, в повітрі, в трубах і т.д.);- коефіцієнт, що враховує фактичні температурні умови експлуатації кабелю або повітряної лінії;- поправочний коефіцієнт, що враховує кількість паралельно прокладених і працюючих кабелів.

Для магістральних ліній, виконаних одним перерізом, вказаний контроль здійснюється для ділянки, що працює в найбільш важких умовах.

Струмове навантаження в післяаварійному режимі не повинне перевищувати фактичного допустимого значення, визначеного з врахуванням відповідного коефіцієнта допустимого перевантаження:

Ip ≤ Iдоп⋅K1 ⋅K2 ⋅ Kпер — для кабельних ліній;

Ip ≤ Iдоп⋅K1 ⋅ Kпер — для повітряних ліній,

де Kпер — коефіцієнт допустимого перевантаження, який визначається з врахуванням умов прокладки, тривалості перевантаження і попереднього завантаження КЛ. Для ПЛ коефіцієнт допустимого перевантаження приймається рівним 1,3.

Для КЛ вибираний перетин не може бути менше мінімально допустимого за умовами термічної стійкості струмам к.з.

— сумарний струм к.з. від енергосистеми з врахуванням наявних в СЕП синхроних двигунів; tn — приведений розрахунковий час (час відключення к.з.); С — термічний коефіцієнт.

Зокрема, для кабелів 10 кВ з алюмінієвими жилами і полівінілхлоридною або гумовою ізоляцією С = 75, для аналогічних кабелів з поліетиленовою ізоляцією С = 62 .

Для ПЛ додатково мають бути також перевірені вимоги по забезпеченню механічної міцності і умові коронування

.

Остання вимога стосується мереж номінальною напругою 35 кВ і вище.

Розрахункове навантаження розподільчих ліній 6-10 кВ визначається добутком суми розрахункових навантажень окремих ТП і коефіцієнту Ксм, який враховує сумісність їх максимумів:

Причому необхідно врахувати втрати потужності в трансформаторах ТП.

Зробимо розрахунок електричної мережі району напругою 10 кВ. Схематичне розташування дільниць мережі наведене на рис.2.1.

Рис. 4.1 — Розташування ТП

Трансформатори ТП мають наступні параметри [8]:

Таблиця 4.1

№ТПSтрн, кВА∆Рхх, кВт∆Ркз, кВтIхх, %Uкз, %14000,95,51,84,524000,95,51,84,534000,95,51,84,5410001,5510,80,85,5

Розрахуємо втрати потужності в трансформаторах всіх ТП в нормальному та після аварійному режимах.

Аналогічні розрахунки для всіх ТП приведені в табл.4.2

Таблиця 4.2 — Розрахунок втрат в трансформаторах ТП

Номер ТП∆Ртрн, кВт∆Qтрн, кВ∙Ар∆Sтрн, кВ∙А∆Ртрп/а, кВт∆Qтрп/а, кВ∙Ар∆Sтрп/а, кВ∙АТП13,29015,02115,3779,70736,02337,308ТП22,38912,07412,3086,05224,06224,812ТП32,88713,70314,0047,03527,27928,172ТП44,05520,75621,14811,56959,02460,147

Тепер знайдемо навантаження дільниці розподільчої мережі Л1 в нормальному та післяаварійному режимі.

Знайдемо струми цих дільниці Л1 в обох режимах роботи.

Навантаження дільниці розподільчої мережі Л2 в нормальному та після аварійному режимі аналогічні Л1

Знайдемо навантаження живлячої лінії Л4 і Л3 в нормальному режимі:

Знайдемо навантаження живлячої лінії Л4 і Л3 в післяаварійному режимі:

Знайдемо струми цих живлячих мереж Л4 і Л3 в обох режимах роботи.

Результати розрахунку струмів дільниць наведені в таблиці 4.3

Таблиця 4.3 — Розрахунок струмів дільниць

Ін, АІп/а, АМарка кабелюПереріз кабелюr0, Ом/кмІдоп, АK1∙K2∙Kпер∙Ідоп, АЛ149,41595,103ААБл3×500,641149123,63Л249,41595,103ААБл3×500,641149123,63Л3194,826ААБл3×1850,164275253,27Л479,69194,826ААБл3×1850,164275253,27

Для Л1 і Л2 обираємо кабель ААБл 3×50 з Ід=149 А, а для Л3 і Л4 обираємо кабель ААБл 3×185 Ід=270 А[7].

Припустиме навантаження в нормальному режимі задовольняє перевірці

<

та в післяаварійному

<

5. Розрахунок очікуваної величини недовідпущеної електроенергії.

Для оцінки очікуваної величини недоотриманої електроенергії можна використовувати, структурно-логічну матрицю. Принцип її формування полягає в наступному. Рядки матриці відповідають вузлам мережі, які представлені середніми значеннями своїх навантажень. Стовпці матриці відповідають ділянкам мережі, які характеризуються їх довжинами. Комірки матриці заповнюються значеннями часу відновлення електропостачання, яке необхідне для відновлення живлення даного вузла мережі (рядок матриці) при пошкодженні на відповідній ділянці (стовпець матриці) лінії, враховуючи всі встановлені в мережі комутаційні, захисні апарати і резервні джерела живлення.

Визначаємо очікувану величину недовідпущеної електроенергії у повітряній лінії (ПЛ) Л5.

де — питомий показник пошкоджень ПЛ пошк/км*рік;- кількість вузлів навантажень;- кількість ділянок даної лінії;

τij — значення часу відновлення електропостачання, занесені на попередньому етапі у відповідні комірки структурно-логічної матриці.

τр — середній час потрібний на ремонт пошкодження,

τп — час потрібний на виконання оперативних переключень,

τвр — час необхідний для вводу резервного живлення.

Вихідні дані:

Характеристики надійності

ω0, пошк/км*рікτр, годτп, годτвр, год0,3312

Параметри повітряної лінії, км

l1-2l2-3l3-4l4-5l5-6l4-7l7-8l8-9l9-10l8-11l11-12l12-13l11-141,80,31,71,10,91,10,91,10,71,20,60,11,4

Навантаження у вулах, кВт

Р12Р13Р15Р16Р17Р19Р110Р112Р113Р11420014010070120100101203070

При відсутності комутуючої апаратури при аварії на будь-якій ділянці для проведення ремонту необхідно знеструмлювати всю лінію, отже електроенергія не буде постачатися споживачу на протязі часу ремонту. Відповідно недовідпущена електроенергія буде визначатися за формулою:

6. Розрахунок зниження очікуваної величини недовідпущеної електроенергії

Розрахунок зниження очікуваної величини недовідпущеної електроенергії:

після розміщення роз`єднувачів РЗ1(13-14) та РЗ2(14-15) на початку ланок лінії (табл. 6.1);

після розміщення роз`єднувачів РЗ1 та РЗ2 на початку ланок лінії та наявності можливості підключення до резервного джерела живлення у вузлі навантаження(110) (табл.6.2).

Таблиця 6.1

ВузолДілянка1,80,31,71,10,91,10,91,10,71,20,60,11,411-1212-1313-1414-1515-1614-1717-1818-1919-11018-111111-112112-113111-114Р12τрτрτпτпτпτпτпτпτпτпτпτпτпР13τрτрτпτпτпτпτпτпτпτпτпτпτпР15τрτрτрτрτрτрτрτрτрτрτрτрτрР16τрτрτрτрτрτрτрτрτрτрτрτрτрР17τрτрτрτпτпτрτрτрτрτрτрτрτрР19τрτрτрτпτпτрτрτрτрτрτрτрτрР110τрτрτрτпτпτрτрτрτрτрτрτрτрР112τрτрτрτпτпτрτрτрτрτрτрτрτрР113τрτрτрτпτпτрτрτрτрτрτрτрτрР114τрτрτрτпτпτрτрτрτрτрτрτрτр

год

год

год

год

год

год

год

год

год

год

год

Таблиця 6.2

ВузолДілянка11-1212-1313-1414-1515-1614-1717-1818-1919-11018-111111-112112-113111-114Р12τрτрτпτпτпτпτпτпτпτпτпτпτпР13τрτрτпτпτпτпτпτпτпτпτпτпτпР15τв/рτв/рτрτрτрτрτрτрτрτрτрτрτрР16τв/рτв/рτрτрτрτрτрτрτрτрτрτрτрР17τв/рτв/рτрτпτпτрτрτрτрτрτрτрτрР19τв/рτв/рτрτпτпτрτрτрτрτрτрτрτрР110τв/рτв/рτрτпτпτрτрτрτрτрτрτрτрР112τв/рτв/рτрτпτпτрτрτрτрτрτрτрτрР113τв/рτв/рτрτпτпτрτрτрτрτрτрτрτрР114τв/рτв/рτрτпτпτрτрτрτрτрτрτрτр

год

год

год

год

год

год

год год

год

год

год

7. Визначення розрахункових навантажень на різних ієрархічних рівнях ЕПС

Розрахувати навантаження на шинах 10 кВ живлячої підстанції прийнявши до уваги навантаження ліній Л3, Л4, Л5, а також зосереджене навантаження S3 (P3, Q3) та S4 (P4, Q4) — Додаток Д8.

Розрахункове навантаження на шинах центра живлення (п/ст) визначають з врахуванням розбіжності у часі максимумів навантажень комунально-побутових і промислових споживачів:

Значення коефіцієнтів Ксм наведені у відповідних довідкових таблицях.

Навантаження ліній Л3, Л4, Л5:

Розрахуємо навантаження на шинах 10 кВ живлячої підстанції:

8. Регулювання напруги

Система електропостачання району повинна бути спроектована таким чином, щоб на зажимах споживачів в нормальному і післяаварійному режимах забезпечувати показники якості електроенергії, що визначаються ГОСТ 13109-2001.

Оскільки на проектованому об‘єкті будуть відсутні електроприймачі, що безпосередньо спотворюють якість електроенергії, в проекті розглядається тільки питання оцінки і управління усталеним відхиленням напруги.

Розрахунки по усталеним відхиленням напруги в відповідності з [1] здійснюють для режимів максимальних і мінімальних режимів навантажень. При цьому максимальне навантаження в мінімальному режимі приймаємо 25% від максимального навантаження нормального режиму.

Забезпечення необхідних усталених відхилень, напруги на зажимах електроприймачів може бути здійснене для багатьох ЕПС в результаті раціонального вибору робочих відгалужень розподільчих трансформаторів (РТ) і закону регулювання напруги в ЦЖ. Зробимо розрахунки по перевірці цього для проектованої ЕПС району міста. Оскільки в даному районі міста будуть відсутні високовольтні споживачі, розрахунок усталених відхилень встановленої напруги робимо відносно електроприймачів напругою 380 В, приймаючи допустимі усталені відхилення встановленої напруги в нормальному режимі: в післяаварійному режимі. Нижня межа допустимого усталеного відхилення напруги на шинах 10 кВ ЦЖ в нормальному режимі (додаток напруги) визначається в режимі максимальних навантажень для електроприймачів, розташованих в найбільш віддаленій точці по формулі:

, (1.84)

де — добавка напруги на ЦЖ у розглянутому режимі, %;

— коефіцієнт завантаження (оскільки ми розглядаємо два режими, то приймаємо 1,0 — для максимального режиму та 0,25 — для мінімального);

— втрата напруги в ТП у максимальному режимі (приймається середня для розглянутої мережі величина), %;

— втрата напруги в мережі низької напруги в максимальному режимі, %;

— втрата напруги в мережі високої напруги 10 кВ у максимальному режимі,%.

Значення і розраховуємо за формулою:

, (1.85)

де та — відповідно активний і реактивний опір мережі, Ом;

Р — активне навантаження елемента мережі, кВт;- реактивне навантаження елемента мережі, квар;

— номінальна напруга мережі, кВ.

Розрахунки величин і в % представлені відповідно в таблицях 1.17 та 1.18.

Втрата напруги в ТП приймається середня для мережі %.

Таблиця 8.1 — Розрахункова таблиця для знаходження

Ділянка мережі, Ом/км, Ом/км, км, Ом, ОмP, кВтQ, квар, %п/ст.-РП0,1640,0771,40,230,1083139,59847,5790,81РП — ТП №10,6410,090,80,5130,0721139,59347,5790,61ТП №1 — ТП №20,6410,090,60,3850,054891,5258,3080,36ТП №2 — ТП №30,6410,090,50,3210,045697,1183,9390,23ТП №3 — ТП №40,6410,090,80,5130,0724701050,25

Таблиця 8.2 — Розрахункова таблиця для знаходження

Номінальна потужність та номер TП, кВтQ, квар, Ом, Ом, %ТП №1248,0989,2713,43811,251,86ТП №2194,474,3693,43811,251,50ТП №3227,178,9393,43811,251,67ТП №44701051,085,51,09

На основі величини втрати напруги в мережі 10 кВ до розглянутого РТ в максимальному режимі вибираємо добавки напруги, створювані РТ.

Результати вибору добавки напруг представлені в таблиці 8.1.

Максимальна втрата напруги в мережі 10 кВ буде рівна:

,

%.

Коефіцієнт завантаження в мінімальному режимі рівний %. Втрата напруги в мережі низької напруги в максимальному режимі складає %.

Кількість регулювальних сходин дорівнює:

,

.

Приймаємо кількість регулювальних сходин напруги рівна .

Величина вибирається виходячи з того, щоб на шинах 0,4 кВ РТ, підключеного безпосередньо до шин ЦП, відхилення напруги не перевищувало верхньої допустимої межі . Враховуючи, що в цьому випадку ; %, отримаємо з формули:

,

%.

Величина визначається за умови, що відхилення напруги на шинах 0,4 кВ першого РТ, який має найбільшу величину , не перевищувало верхньої допустимої межі.

В цьому випадку ; %, тоді, за формулою (1.84):

,

%.

Величина визначається виходячи з того, що відхилення напруги у найбільш віддаленого споживача останнього ТП, який має мінімальну величину , не було менше нижньої допустимої межі . В даному випадку ; %, тоді отримаємо:

,

.

Середнє значення відхилення буде дорівнювати:

,

%.

Можливий діапазон регулювання напруги, побудований на основі знайдених величин , , , зображений на рисунку 8.1. Для визначення вибираємо закон

Рисунок 8.1 — Діапазон регулювання напруги

9. Визначення річної втрати електричної енергії

Визначити річні втрати електричної енергії у лінії 35 кВ і трансформаторах підстанції 35/10 кВ номінальною потужністю STRн (рис. 9.1), послідовно використовуючи:

поелементний розрахунок,

метод кількості годин максимальних втрат.

Скласти баланс річних витрат електричної енергії, зробити висновки відносно похибки, пов`язаної з використанням різних розрахункових методів визначення технічних втрат електричної енергії.

Параметри повітряної лінії 35 кВ (переріз F, мм2 та довжина L, км), номінальна потужність та параметри трансформаторів 35/10 кВ наведені у табл. 9.1. Від підстанції 35/10 кВ живляться дві групи споживачів: S5 та S6. Споживачі S5 працюють n1 діб згідно графіка та n2 діб за графіком . Відповідно, споживачі S6 працюють n1 діб згідно графіка та n2 діб за графіком . Решту часу (365 — n1 — n2 діб) трансформатори та лінія відключені.

Чотирьохступеневі (тривалість кожної ступені 6 годин) добові графіки навантаження у відносних одиницях () та максимальне навантаження кожного споживача () наведені у табл. 9.2, 9.3.

Річний відпуск електричної енергії W5, W6 та максимальне річне навантаження ліній Л5 (P5max, Q5max) і Л6 (P6max, Q6max) наведені у табл. 9.4.

Рис. 9.1 — Схема електропостачання

Таблиця 9.1 — Параметри лінії та трансформаторів

ВаріантЛінія 35 кВТрансформатори 35/10 кВF, мм2L, кмSTRн, МВ∙А, кВт, кВтUкз, %Iхх, %71201516239080,75

Таблиця 9.2 — Навантаження споживачів S5

Варіант Параметри7n1, діб210, , у.о.0,7, , у.о.0,9, , у.о.1,0, , у.о.0,6n2, діб130, , у.о.0,6, , у.о.0,8, , у.о.0,7, , у.о.0,4P1max, МВт12,5Q1max, МВ∙Ар6,0WP1, МВт∙год74775WQ1, МВ∙Ар∙год35892

Таблиця 9.3 — Навантаження споживачів S6

Варіант Параметри7n1, діб210, , у.о.0,6, , у.о.0,2, , у.о.0,7, , у.о.0,9n2, діб130, , у.о.0,8, , у.о.0,5, , у.о.0,6, ,у.о.1,0P2max, МВт11Q2max, МВ∙Ар4WP2, МВт∙год58146WQ2, МВ∙Ар∙год21144

Таблиця 9.4 — Відпуск електроенергії в мережу

Варіант Параметри7WPл6, МВт∙год78443Pл6max, МВт13,28WQл6, МВ∙Ар∙год46021Qл6max, МВ∙Ар8,1WPл7, МВт∙год60385Pл7max, МВт11,55WQл7, МВ∙Ар∙год27554Qл7max, МВ∙Ар5,52

Поелементний розрахунок

Графіки навантаження

Рис. 9.2

Рис. 9.3

Графіки навантаження

Рис. 9.4

Рис. 9.5

В даних графіках навантаження P`, Q`та P«, Q« значення активної та реактивної потужностей, які спожиті відповідно в першій, та другій частині року.

Оскільки дані графіки задані у відносних величинах, а розрахунок ми будемо проводити іменованих, то переведемо відносні одиниці у іменовані, знаючи максимальне (базисне) значення активної і реактивної складової навантаження.

Інші розрахунки для першої групи та аналогічні для другої групи споживачів наведені в табл. 9.5 та табл. 9.6.

Розраховуємо втрати навантаження в трансформаторах 1 й 2 на кожній ступені графіку:

Розрахунки для інших ступеней графіку для першої групи споживачів наведені в табл. 9.5. Аналогічні розрахунки для другої групи споживачів наведені в табл. 9.6.

Таблиця 9.5 — Розрахунок для першої групи споживачів

періодступіньграфікP5, МВтQ5, МварS5,МВА∆Pтр1.нагр,кВт∆Qтр1.нагр,квар110,78,754,29,705833,11807471,0125120,911,255,412,47954,74619778,612513112,5613,86567,58789961,25140,67,53,68,319324,33164346,05210,67,53,68,319324,33164346,05220,8104,811,09243,25625615,2230,78,754,29,705833,11807471,0125240,452,45,546210,81406153,8

Таблиця 9.6 — Розрахунок для другої групи споживачів

періодступіньграфікP6, МВтQ6, МварS6,МВА∆Pтр2.нагр,кВт∆Qтр2.нагр,квар110,66,62,47,022817,33906246,6120,22,20,82,34091,92656327,4130,77,72,88,193323,60039335,65140,99,93,610,53439,01289554,85210,88,83,29,363830,825438,4220,55,525,852312,04102171,25230,66,62,47,022817,33906246,624111411,70548,16406685

Розрахуємо реактивні втрати холостого ходу в трансформаторі:

Визначимо навантаження на шинах ВН трансформаторів 1 i 2 на кожній ступені графіку навантаження:

Розрахунки для інших ступеней графику наведені в табл. 9.7.

Погонні опори для заданного перерізу повітряної лінії:

r0=0,27Ом/км

х0=0,4Ом/км

Знайдемо активний і реактивний опір лінії:

Визначимо активні й реактивні втрати в лінії:

Розрахунки для інших ступеней графику наведені в табл. 9.7 та табл. 9.8

Таблиця 9.7 — Розрахунок сумарного навантаження в кінці лінії та втрат

періодступіньPЛ6, кВтQЛ6,квар∆PЛ6,кВт∆QЛ6,квар1188064791332,27492,25212113286299555,4822,8113125917081689,881022,041475474066242,98359,9752175474066242,98359,97522100665535436,3646,3742388064791332,27492,2522450342674107,41159,127періодступіньPЛ6, кВтQЛ6,квар∆PЛ6,кВт∆QЛ6,квар1166402767171,09253,46122225947,419,33428,64261377473256233,44345,841499624275388,52575,5892188543758305,87453,1392255352291118,65175,7712366402767171,09253,4624110714805481,57713,43

Визначимо втрати активної і реактивної енергії в трансформаторах:

Визначимо втрати активної та реактивної енергії в лініі:

Розрахунок методом числа найбільших втрат

Вихідні дані:

WРл1 МВт год78443Рл1max МВт13,28WQл1 Мвар год46021Qл1max Мвар8,1WРл2 МВт год60385Рл2max МВт11,55WQл2 Мвар год27554Qл2max Мвар5,52

Розрахуємо втрати на лінії Л1

.

Розрахуємо втрати на лінії Л2

.

Розрахунок втрат на трансформаторі Т1

.

год.

Розрахунок втрат на трансформаторі Т2

.

год.

Порівняння методів

Результати проведених за чотирма методами розрахунків зведемо до таблиці (при цьому будемо вважати еталонним методом — метод по-елементного розрахунку):

електричний енергія напруга місто

ЛініяПоелементнийМакс. ВтратТрансформаторПоелементнийМакс. ВтратАl1a3166660,773334244Аt1a501193,19495339,44Аl1p4691349,284633163Аt1p5438054,35315149,6Аl2a1863792,861849587Аt2a375375,35364614,66Аl2p2761174,612543436Аt2p36486453483635,6

Як бачимо, з наведених результатів випливає чіткий висновок про те, що похибка в розрахунках втрат електричної енергії у великій мірі залежить від методу розрахунку, тобто від рівня вихідної інформації.

Перелік використаної літератури

1.Зорін В.В., Тисленко В.В «Системи електропостачання загального призначення» — Чернігів, 2005.

.Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Барыбина и др. / — М.: Энергоиздат, 1990. — 576 с.

.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. — 4 — е изд. перер. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.

.Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 648 с.

.Кабышев А.В., Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие / Том. политехн. ун-т. — Томск, 2005. — 168 с.

Учебная работа. Проектування і розрахунок системи електропостачання