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 цеху
|
Назва електроприймачів
|
Кв
|
cosφ
|
Номінальна потужність Pн, кВт
|
|
|
|
|
варіант 2
|
варіант 7
|
варіант 12
|
варіант 17
|
|
1, 2
|
Мостові крани, ТУ = 60%
|
0,15
|
0,5
|
38
|
25
|
36
|
30
|
|
3 - 8
|
Маніпулятори
|
0,22
|
0,6
|
4,2
|
3,5
|
3,2
|
3,8
|
|
9,10
|
Точильно-шліфувальні верстати
|
0,17
|
0,55
|
3,2
|
1,6
|
2,8
|
2,2
|
|
11 - 16, 39 - 44
|
Свердлильні верстати
|
0,2
|
0,6
|
2,8
|
4,5
|
3,2
|
3,5
|
|
22 - 25, 33,34
|
Токарні напівавтомати
|
0,4
|
0,7
|
16
|
12
|
10,5
|
12
|
|
26 - 29
|
Злиткообдираючі верстати
|
0,18
|
0,6
|
6
|
3
|
4,5
|
5
|
|
17 - 21, 30 - 32
|
Горизонтально-фрезерні верстати
|
0,23
|
0,55
|
9
|
4,5
|
7,5
|
7
|
|
35-38
|
Вентилятори
|
0,7
|
0,8
|
9
|
5,5
|
7
|
12
|
|
Номери електрообладнання, що живиться від
|
|
|
СП 1
|
СП 2
|
СП 3
|
|
|
2 - 10, 30 - 32, 35 - 38
|
1, 11 - 14, 19 -21, 39 - 42
|
15 - 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/п
|
Електроприймач
|
n
|
Номінальна потужність, кВт
|
Кв
|
Cosφ/ tgφ
|
кр
|
Середнє навантаження
|
ne
|
Розрахункове навантаження
|
|
|
|
|
одного
|
загальна
|
|
|
|
Рс, кВт
|
Qс, кВАр
|
|
Рр, кВт
|
Qp, кВАр
|
Sp, кВА
|
Ір, А
|
|
СП1
|
1
|
Мостові крани ПВ=25%
|
1
|
17,5
|
17,5
|
0,12
|
0,5
|
1,732
|
|
2,1
|
3,637
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
Вертикально-свердлильні верстати
|
4
|
5
|
20
|
0,14
|
0,5
|
1,732
|
|
2,8
|
4,85
|
|
|
|
|
|
|
|
3
|
Заточувальні верстати
|
6
|
15,5
|
93
|
0,25
|
0,65
|
1,169
|
|
23,25
|
27,179
|
|
|
|
|
|
|
|
4
|
Фрезерувальні верстати
|
6
|
9,5
|
57
|
0,22
|
0,55
|
1,518
|
|
12,54
|
19,036
|
|
|
|
|
|
|
|
 17187,50,2171,10840,6954,7022245,0854,70270,884107,697
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СП2
|
4
|
Мостові крани ПВ=25%
|
1
|
17,5
|
17,5
|
0,12
|
0,5
|
1.732
|
|
2,1
|
3,637
|
|
|
|
|
|
|
5
|
Шліфувальні верстати
|
4
|
3
|
12
|
0,2
|
0,5
|
1,732
|
|
2,4
|
4,157
|
|
|
|
|
|
|
6
|
Токарно-револьверні верстати
|
5
|
5,5
|
27,5
|
0,15
|
0,5
|
1,732
|
|
4,125
|
7,145
|
|
|
|
|
|
|
7
|
Строгальні верстати
|
3
|
18,4
|
55,2
|
0,18
|
0,55
|
1,518
|
|
9,936
|
15,083
|
|
|
|
|
|
|
13112,20,1651,45118,56130,0221326,93230,02240,33261,278
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2. 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 об’єктів, розрахункове навантаження низьковольтних
ліній і на шинах НН ТП визначається за формулою:
де 
- найбільше
з розрахункових навантажень серед об’єктів, 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
|
№ТП
|
Sном ТП, кВ∙А
|
Норм. режим
|
П/а режим
|
Kзп/а
|
|
|
Ртп, кВт
|
Qтп, кВт
|
Sтп, кВ∙А
|
Ртп, кВт
|
Qтп, кВт
|
Sтп, кВ∙А
|
|
|
1
|
400
|
248,09
|
89,271
|
263,663
|
475,54
|
173,403
|
506,169
|
1,265
|
|
2
|
400
|
194,4
|
74,369
|
208,14
|
360,72
|
140,594
|
387,151
|
0,968
|
|
3
|
400
|
227,1
|
78,939
|
240,428
|
398,04
|
141,592
|
422,474
|
1,056
|
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
ТП3 (1-М)
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
|
№ Споживача
|
Струм навантаження,А
|
Струм навантаження в п/а режимі,А
|
Довжина ділянки,м
|
Марка кабеля
|
Допустимий струм,А
|
|
1
|
7-С
|
159,591
|
319,183
|
100
|
ААБл 4×150
|
261
|
|
8-Т
|
178,767
|
357,533
|
40
|
ААБл 4×185
|
292
|
|
9-Ж
|
112,658
|
189,006
|
80
|
ААБл 4×70
|
171
|
|
10-А
|
114,622
|
195,18
|
50
|
ААБл 4×70
|
171
|
|
11-А
|
114,622
|
195,18
|
50
|
ААБл 4×70
|
171
|
|
2
|
5-Р
|
148,847
|
297,693
|
ААБл 4×120
|
231
|
|
6-Б
|
182,466
|
320,583
|
60
|
ААБл 4×150
|
261
|
|
3
|
1-М
|
159,993
|
319,987
|
60
|
ААБл 4×150
|
261
|
|
2-Б
|
182,466
|
320,583
|
60
|
ААБл 4×150
|
261
|
|
3-А
|
114,622
|
195,18
|
100
|
ААБл 4×70
|
171
|
|
4-А
|
114,622
|
195,18
|
50
|
ААБл 4×70
|
171
|
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
|
№ТП
|
Sтрн, кВА
|
∆Рхх, кВт
|
∆Ркз, кВт
|
Iхх, %
|
Uкз, %
|
|
1
|
400
|
0,9
|
5,5
|
1,8
|
4,5
|
|
2
|
400
|
0,9
|
5,5
|
1,8
|
4,5
|
|
3
|
400
|
0,9
|
5,5
|
1,8
|
4,5
|
|
4
|
1000
|
1,55
|
10,8
|
0,8
|
5,5
|
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∙А
|
|
ТП1
|
3,290
|
15,021
|
15,377
|
9,707
|
36,023
|
37,308
|
|
ТП2
|
2,389
|
12,074
|
12,308
|
6,052
|
24,062
|
24,812
|
|
ТП3
|
2,887
|
13,703
|
14,004
|
7,035
|
27,279
|
28,172
|
|
ТП4
|
4,055
|
20,756
|
21,148
|
11,569
|
59,024
|
60,147
|
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, А
|
Іп/а, А
|
Марка кабелю
|
Переріз кабелю
|
r0, Ом/км
|
Ідоп, А
|
K1∙K2∙Kпер∙Ідоп, А
|
|
Л1
|
49,415
|
95,103
|
ААБл
|
3×50
|
0,641
|
149
|
123,63
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Л2
|
49,415
|
95,103
|
ААБл
|
3×50
|
0,641
|
149
|
123,63
|
|
Л3
|
 194,826ААБл3×1850,164275253,27
|
|
|
|
|
|
|
|
Л4
|
79,69
|
194,826
|
ААБл
|
3×185
|
0,164
|
275
|
253,27
|
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*рік
|
τр, год
|
τп, год
|
τвр, год
|
|
0,3
|
3
|
1
|
2
|
Параметри повітряної лінії, км
|
l1-2
|
l2-3
|
l3-4
|
l4-5
|
l5-6
|
l4-7
|
l7-8
|
l8-9
|
l9-10
|
l8-11
|
l11-12
|
l12-13
|
l11-14
|
|
1,8
|
0,3
|
1,7
|
1,1
|
0,9
|
1,1
|
0,9
|
1,1
|
0,7
|
1,2
|
0,6
|
0,1
|
1,4
|
Навантаження у вулах, кВт
|
Р12
|
Р13
|
Р15
|
Р16
|
Р17
|
Р19
|
Р110
|
Р112
|
Р113
|
Р114
|
|
200
|
140
|
100
|
70
|
120
|
100
|
10
|
120
|
30
|
70
|
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
|
Вузол
|
Ділянка
|
|
1,8
|
0,3
|
1,7
|
1,1
|
0,9
|
1,1
|
0,9
|
1,1
|
0,7
|
1,2
|
0,6
|
0,1
|
1,4
|
|
11-12
|
12-13
|
13-14
|
14-15
|
15-16
|
14-17
|
17-18
|
18-19
|
19-110
|
18-111
|
111-112
|
112-113
|
111-114
|
|
Р12
|
τр
|
τр
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
|
Р13
|
τр
|
τр
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
|
Р15
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р16
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р17
|
τр
|
τр
|
τр
|
τп
|
τп
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р19
|
τр
|
τр
|
τр
|
τп
|
τп
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р110
|
τр
|
τр
|
τр
|
τп
|
τп
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р112
|
τр
|
τр
|
τр
|
τп
|
τп
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р113
|
τр
|
τр
|
τр
|
τп
|
τп
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р114
|
τр
|
τр
|
τр
|
τп
|
τп
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
год
год
год
год
год
год
год
год
год
год
год
Таблиця 6.2
|
Вузол
|
Ділянка
|
|
11-12
|
12-13
|
13-14
|
14-15
|
15-16
|
14-17
|
17-18
|
18-19
|
19-110
|
18-111
|
111-112
|
112-113
|
111-114
|
|
Р12
|
τр
|
τр
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
|
Р13
|
τр
|
τр
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
τп
|
|
Р15
|
τв/р
|
τв/р
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р16
|
τв/р
|
τв/р
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р17
|
τв/р
|
τв/р
|
τр
|
τп
|
τп
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р19
|
τв/р
|
τв/р
|
τр
|
τп
|
τп
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р110
|
τв/р
|
τв/р
|
τр
|
τп
|
τп
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р112
|
τв/р
|
τв/р
|
τр
|
τп
|
τп
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р113
|
τв/р
|
τв/р
|
τр
|
τп
|
τп
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
|
Р114
|
τв/р
|
τв/р
|
τр
|
τп
|
τп
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
τр
|
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.-РП
|
0,164
|
0,077
|
1,4
|
0,23
|
0,108
|
3139,59
|
847,579
|
0,81
|
|
РП - ТП №1
|
0,641
|
0,09
|
0,8
|
0,513
|
0,072
|
1139,59
|
347,579
|
0,61
|
|
ТП №1 - ТП №2
|
0,641
|
0,09
|
0,6
|
0,385
|
0,054
|
891,5
|
258,308
|
0,36
|
|
ТП №2 - ТП №3
|
0,641
|
0,09
|
0,5
|
0,321
|
0,045
|
697,1
|
183,939
|
0,23
|
|
ТП №3 - ТП №4
|
0,641
|
0,09
|
0,8
|
0,513
|
0,072
|
470
|
105
|
0,25
|
Таблиця 8.2 - Розрахункова таблиця
для знаходження
|
Номінальна потужність та номер TП
|
 ,
кВтQ, квар, Ом,
Ом,
%
|
|
|
|
|
|
ТП №1
|
248,09
|
89,271
|
3,438
|
11,25
|
1,86
|
|
ТП №2
|
74,369
|
3,438
|
11,25
|
1,50
|
|
ТП №3
|
227,1
|
78,939
|
3,438
|
11,25
|
1,67
|
|
ТП №4
|
470
|
105
|
1,08
|
5,5
|
1,09
|
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 регулювання.
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
|
Варіант
|
Лінія 35 кВ
|
Трансформатори 35/10 кВ
|
|
F, мм2
|
L, км
|
STRн, МВ∙А
|
 ,
кВт ,
кВтUкз, %Iхх, %
|
|
|
|
|
7
|
120
|
15
|
16
|
23
|
90
|
8
|
0,75
|
Таблиця 9.2 - Навантаження
споживачів S5
|
Варіант Параметри
|
7
|
|
n1, діб
|
210
|
|
 ,
 ,
у.о.0,7
|
|
|
 ,
 ,
у.о.0,9
|
|
|
 ,
 ,
у.о.1,0
|
|
|
 ,
 ,
у.о.0,6
|
|
|
n2, діб
|
130
|
|
 ,
 ,
у.о.0,6
|
|
|
 ,
 ,
у.о.0,8
|
|
|
 ,
 ,
у.о.0,7
|
|
|
 ,
 ,
у.о.0,4
|
|
|
P1max, МВт
|
12,5
|
|
Q1max, МВ∙Ар
|
6,0
|
|
WP1, МВт∙год
|
74775
|
|
WQ1, МВ∙Ар∙год
|
35892
|
Таблиця 9.3 - Навантаження
споживачів S6
|
Варіант Параметри
|
7
|
|
n1, діб
|
210
|
|
 ,
 ,
у.о.0,6
|
|
|
 ,
 ,
у.о.0,2
|
|
|
 ,
 ,
у.о.0,7
|
|
|
 ,
 ,
у.о.0,9
|
|
|
n2, діб
|
130
|
|
 ,
 ,
у.о.0,8
|
|
|
 ,
 ,
у.о.0,5
|
|
|
 ,
 ,
у.о.0,6
|
|
|
 ,
 ,у.о.1,0
|
|
|
P2max, МВт
|
11
|
|
Q2max, МВ∙Ар
|
4
|
|
WP2, МВт∙год
|
58146
|
|
WQ2, МВ∙Ар∙год
|
21144
|
Таблиця 9.4 - Відпуск електроенергії
в мережу
|
Варіант Параметри
|
7
|
|
WPл6, МВт∙год
|
78443
|
|
Pл6max, МВт
|
13,28
|
|
WQл6, МВ∙Ар∙год
|
46021
|
|
Qл6max, МВ∙Ар
|
8,1
|
|
WPл7, МВт∙год
|
60385
|
|
Pл7max, МВт
|
11,55
|
|
WQл7, МВ∙Ар∙год
|
27554
|
|
Qл7max, МВ∙Ар
|
5,52
|
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
|
період
|
ступінь
|
графік
|
P5, МВт
|
Q5, Мвар
|
S5,МВА
|
∆Pтр1.нагр,кВт
|
∆Qтр1.нагр,квар
|
|
1
|
1
|
0,7
|
8,75
|
4,2
|
9,7058
|
33,11807
|
471,0125
|
|
1
|
2
|
0,9
|
11,25
|
5,4
|
12,479
|
54,74619
|
778,6125
|
|
1
|
3
|
1
|
12,5
|
6
|
13,865
|
67,58789
|
961,25
|
|
1
|
4
|
0,6
|
7,5
|
3,6
|
8,3193
|
24,33164
|
346,05
|
|
2
|
1
|
0,6
|
7,5
|
3,6
|
8,3193
|
24,33164
|
346,05
|
|
2
|
2
|
0,8
|
10
|
4,8
|
11,092
|
43,25625
|
615,2
|
|
2
|
3
|
0,7
|
8,75
|
4,2
|
9,7058
|
33,11807
|
471,0125
|
|
2
|
4
|
0,4
|
5
|
2,4
|
5,5462
|
10,81406
|
153,8
|
Таблиця 9.6 - Розрахунок для другої
групи споживачів
|
період
|
ступінь
|
графік
|
P6, МВт
|
Q6, Мвар
|
S6,МВА
|
∆Pтр2.нагр,кВт
|
∆Qтр2.нагр,квар
|
|
1
|
1
|
0,6
|
6,6
|
2,4
|
7,0228
|
17,33906
|
246,6
|
|
1
|
2
|
0,2
|
2,2
|
0,8
|
2,3409
|
1,926563
|
27,4
|
|
1
|
3
|
0,7
|
7,7
|
2,8
|
8,1933
|
23,60039
|
335,65
|
|
1
|
4
|
0,9
|
9,9
|
3,6
|
10,534
|
39,01289
|
554,85
|
|
2
|
1
|
0,8
|
8,8
|
3,2
|
9,3638
|
30,825
|
438,4
|
|
2
|
2
|
0,5
|
5,5
|
2
|
5,8523
|
12,04102
|
171,25
|
|
2
|
3
|
0,6
|
6,6
|
2,4
|
7,0228
|
17,33906
|
246,6
|
|
2
|
4
|
1
|
11
|
4
|
11,705
|
48,16406
|
685
|
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
|
період
|
ступінь
|
PЛ6, кВт
|
QЛ6,квар
|
∆PЛ6,кВт
|
∆QЛ6,квар
|
|
1
|
1
|
8806
|
4791
|
332,27
|
492,252
|
|
1
|
2
|
11328
|
6299
|
555,4
|
822,81
|
|
1
|
3
|
12591
|
7081
|
689,88
|
1022,04
|
|
1
|
4
|
7547
|
4066
|
242,98
|
359,975
|
|
2
|
1
|
4066
|
242,98
|
359,975
|
|
2
|
2
|
10066
|
5535
|
436,3
|
646,374
|
|
2
|
3
|
8806
|
4791
|
332,27
|
492,252
|
|
2
|
4
|
5034
|
2674
|
107,41
|
159,127
|
|
період
|
ступінь
|
PЛ6, кВт
|
QЛ6,квар
|
∆PЛ6,кВт
|
∆QЛ6,квар
|
|
1
|
1
|
6640
|
2767
|
171,09
|
253,46
|
|
1
|
2
|
2225
|
947,4
|
19,334
|
28,6426
|
|
1
|
3
|
7747
|
3256
|
233,44
|
345,84
|
|
1
|
4
|
9962
|
4275
|
388,52
|
575,589
|
|
2
|
1
|
8854
|
3758
|
305,87
|
453,139
|
|
2
|
2
|
5535
|
2291
|
118,65
|
175,771
|
|
2
|
3
|
6640
|
2767
|
171,09
|
253,46
|
|
2
|
4
|
11071
|
4805
|
481,57
|
713,43
|
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 год
|
78443
|
|
Рл1max МВт
|
13,28
|
|
WQл1 Мвар год
|
46021
|
|
Qл1max Мвар
|
8,1
|
|
WРл2 МВт год
|
60385
|
|
Рл2max МВт
|
11,55
|
|
WQл2 Мвар год
|
27554
|
|
Qл2max Мвар
|
5,52
|
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
|
Лінія
|
Поелементний
|
Макс. Втрат
|
|
Трансформатор
|
Поелементний
|
Макс. Втрат
|
|
Аl1a
|
3166660,77
|
3334244
|
|
Аt1a
|
501193,19
|
495339,44
|
|
Аl1p
|
4691349,28
|
4633163
|
|
Аt1p
|
5438054,3
|
5315149,6
|
|
Аl2a
|
1863792,86
|
1849587
|
|
Аt2a
|
375375,35
|
364614,66
|
|
Аl2p
|
2761174,61
|
2543436
|
|
Аt2p
|
3648645
|
3483635,6
|
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.