Системи електропостачання

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство освіти і науки, молоді та спорту України

Національний технічний університет України

«Київський політехнічний інститут»

КУРСОВЕ ПРОЕКТУВАННЯ

«Системи електропостачання»

Київ 2012р.

ЗАВДАННЯ № 1

Визначити розрахункові навантаження та вибрати параметри елементів електропостачальної системи, наведеної на рисунку 1 або рисунку 2. Зазначені розрахунки включають наступні етапи:

1. Визначити розрахункове навантаження силових пунктів СП 1, СП 2, щита освітлення ЩО, а також на шинах НН та ВН трансформатору цехової трансформаторної підстанції ТП 1.

Від силового пункту СП 1 отримають живлення:

- n1 витяжних вентиляторів потужністю Pн1 кВт;

- n2 конвеєрів потужністю Pн2 кВт;

- n3 водонагрівачів потужністю Pн3 кВт;

- n4 полірувальних верстатів потужністю Pн4 кВт;

- n5 шліфувальних верстатів потужністю Pн5 кВт;

- n6 шліфувальних верстатів потужністю Pн6 кВт.

Від силового пункту СП 2 отримають живлення:

- n5 шліфувальних верстатів потужністю Pн5 кВт;

- n6 шліфувальних верстатів потужністю Pн6 кВт;

- n7 фрезерних верстатів потужністю Pн7 кВт;

- n8 фрезерних верстатів потужністю Pн8 кВт;

- n9 механічних пресів потужністю Pн9 кВт;

- n10 токарних верстатів потужністю Pн10 кВт.

Питоме навантаження освітлення цеху площею F, м2, становить Рпит кВт/м2. Дані для розрахунків наведено у таблиці Д1.

2. Знайти розрахункове навантаження на вводах будинків А, В, С, D (схема електропостачання рис. 1), або E, F, G, K, L, M (схема електропостачання рис. 2) на шинах НН трансформаторної підстанції ТП 5. У схемі електропостачання рис. 2 ланки E - F, G - K, L - M у нормальному режимі розімкнуті.

Дані для розрахунків наведено у таблиці Д2.

3. Визначити переріз ліній НН, які живлять будинки А, В, С, D (схема електропостачання рис. 1), або F, K, M (схема електропостачання рис. 2). Допустима втрата напруги становить 5 %. Довжина ланок мережі НН l (м) наведено у таблицях Д3, та Д4. У схемі електропостачання рис. 2 ланки E - F, G - K, L - M у нормальному режимі розімкнені.

4. Визначити переріз ліній Л1 та Л2 розподільчої мережі 10 кВ. Навантаження SТП (кВ·А) ТП 2 - ТП 4, а також ТП 6 - ТП 10 (для схеми електропостачання рис. 2) наведено у таблиці Д5. У схемі електропостачання рис. 2, ланка мережі ТП 5 - ТП 6 у нормальному режимі розімкнута.

5. Розрахувати очікувану величину недовідпущеної електроенергії у повітряній лінії Л3. Параметри надійності: середнє питоме значення параметру потоку відмов лінії щ0 (відмов/рік на км лінії), середній загальний час відновлення електропостачання фв (год), середній час локалізації пошкодження фл (год), а також навантаження вузлів S1 - S15 (кВ·А) та довжини ланок лінії l (км) наведено у таблицях Д6 та Д7.

6. Визначити рівень зниження очікуваної величини недовідпущеної електроенергії після розміщення роз`єднувачів на ланках, що зазначено у таблиці Д8.

7. Визначити розрахункове навантаження на шинах підстанції 110/10 кВ, враховуючи навантаження ліній Л1, Л2 та Л3, а також приєднане до шин навантаження SI та SII. Значення приєднаних навантажень SI та SII (МВ·А) наведено у таблиці Д9.

8. Перевірити можливість використання на підстанції трансформатора потужністю Sтр.н < Smax. Якщо сумарне навантаження трансформатора змінюється протягом доби у відповідності з графіком, який наведено у відносних одиницях у таблиці Д9. Тривалість кожної ординати графіку становить 2 години.



Рисунок 1



Рисунок 2

Вихідні данні (згідно варіантів) для виконання ЗАВДАННЯ № 1 курсового проекту

Таблиця Д1 - Параметри для визначення розрахункового навантаження цеху промислового підприємства

Параметри	Варіанти
	1	2	3	4	5	6	78	8	9	10
n1	4	4	2	2	1	1	2	2	1	1
n2	2	4	1	3	1	3	2	3	1	3
n3	5	4	3	2	5	4	3	2	4	2
n4	4	5	6	6	5	5	4	3	2	2
n5	19	20	26	14	10	12	20	18	10	16
n6	9	4	6	10	12	10	8	6	6	10
n7	10	18	6	12	10	6	8	12	10	12
n8	2	3	4	6	6	2	10	4	8	8
n9	2	3	1	2	3	2	1	3	3	3
n10	10	12	14	16	20	22	20	16	30	24
Pн1	12,0	12,0	10,5	10,5	20,0	20,0	12,0	12,0	20,0	20,0
Pн2	16,0	16,0	8,5	16,0	10,5	10,5	12,0	6,5	12,0	10,0
Pн3	2,0	4,0	12,0	6,0	18,0	6,0	28,0	4,5	6,0	8,0
Pн4	34,0	22,0	34,0	4,5	22,0	30,0	16,0	22,0	30,0	15,0
Pн5	4,0	6,0	6,0	12,0	10,0	16,0	6,0	8,0	6,0	4,5
Pн6	8,0	2,2	2,2	4,0	6,0	12,0	24,0	24,0	12,0	6,5
Pн7	4,2	2,2	6,4	3,6	4,5	6,2	4,4	2,2	6,2	8,5
Pн8	16,0	12,0	2,2	24,0	16,0	24,0	18,0	10,0	12,0	2,4
Pн9	60,0	42,0	62,0	28,0	28,0	34,0	60,0	32,0	40,0	26,0
Pн10	12,5	4,0	6,0	4,0	2,5	4,5	6,5	4,2	5,5	5,0
F	16000	12000	8000	10000	10000	6000	8000	5000	8000	10000
Рпит	0,02	0,025	0,035	0,02	0,015	0,02	0,025	0,025	0,02	0,02

де n - кількість електроприймачів; Pн - номінальна потужність одного електроприймачі, кВт; F - площа цеху, м2; Рпит - питоме навантаження приладів загального освітлення, кВт/м2.

Таблиця Д2 - Характеристики комунально-побутових споживачів для визначення розрахункового навантаження

Об`Єкт	Варіанти
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Житловий будинок, газ. плити, 9 поверхів, 3 секції, 108 помешкань	E, F		L	E
Житловий будинок, газ. плити, 9 поверхів, 4 секції, 216 помешкань		B		B		A	B	A	A, B	D
Житловий будинок, газ. плити, 5 поверхів, 4 секції, 80 помешкань	K	E, F, M	M	C, F	E, G	E	G, K	F, K	F	E, G
Житловий будинок, газ. плити, 5 поверхів, 2 секції, 60 помешкань		G, L	E, F	K	F, L	F, G, L	E	G, M	G, K, M	F
Житловий будинок, ел. плити, 16 поверхів, 2 секції, 128 помешкань	A, B		B, C			C		B		C
Житловий будинок, газ. плити, 24 поверхи, 4 секції, 284 помешкання		A			B, C		C	C	C
Дитячий садок, 128 місць	L		K	L	K, M		L		L
Дитячий садок, 200 місць із харчоблоком		D			D		A
Школа, 1000 учнів із харчоблоком	C		A				D		D	A
Супермаркет з площею торг. залу 1000 м2		C	D	A
Промтоварний магазин з площею торг. залу 600 м2			G	M				L	E	M
Продовольчий магазин з площею торг. залу 200 м2	M						M	E
Кінотеатр на 800 місць	D			D	A
Ресторан на 250 місць						D		D
Готель на 400 місць				G		B				B
Кафе на 100 місць	G					K	F			K
Перукарня на 20 роб. місць		K				M				L

Таблиця Д3 - Довжина ліній низької напруги (м) (для схеми електропостачання рис. 1)

Ланка	Варіанти
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ТП - А	60	80	90	40	60	50	80	70	90	50
ТП - B	30	80	100	110	80	80	60	80	60	100
ТП - C	100	40	40	60	100	100	120	90	30	40
ТП - D	80	50	60	80	40	70	50	60	80	90

Таблиця Д4 - Довжина ліній низької напруги (м) - (для схеми електропостачання рис. 2)

Ланка	Варіанти
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ТП - E	60	40	90	40	60	50	70	30	20	80
ТП - F	30	80	30	60	40	70	50	100	80	30
E - F	40	60	40	30	70	40	90	60	60	80
ТП - G	50	60	50	80	90	40	80	80	50	60
ТП - K	80	60	80	70	20	40	60	90	70	20
G - K	40	100	60	90	30	60	40	20	30	30
ТП - L	30	40	50	50	60	80	40	60	50	60
ТП - M	60	70	40	30	70	60	30	80	90	50
L - M	90	50	70	40	50	50	50	50	20	40

Таблиця Д5 - Навантаження на один трансформатор ТП (кВ·А)

ТП	Варіанти
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
SТП 2	420	510	380	460	500	400	680	400	460	520
cosцТП 2	0,95	0,95	0,82	0,9	0,86	0,9	0,95	0,9	0,98	0,96
SТП 3	300	420	350	500	530	500	380	210	520	400
cosцТП 3	0,92	0,88	0,96	0,9	0,8	0,96	0,82	0,98	0,86	0,88
SТП 4	400	500	410	460	380	400	460	380	300	350
cosцТП 4	0,86	0,9	1	0,95	0,92	0,98	0,9	0,86	0,9	0,9
SТП 6	320	300	500	300	280	560	500	380	400	500
cosцТП 6	0,93	0,85	0,9	0,96	0,92	0,86	0,9	0,92	0,93	0,8
SТП 7	410	120	300	420	420	400	410	520	400	520
cosцТП 7	0,9	0,93	0,85	0,95	0,95	0,98	0,88	0,88	0,95	1
SТП 8	280	560	280	560	500	520	480	270	350	560
cosцТП 8	0,9	0,96	0,86	0,92	0,9	0,9	0,93	0,94	0,88	0,94
SТП 9	520	520	460	400	380	600	300	490	320	480
cosцТП 9	0,95	0,85	0,9	0,95	0,89	0,8	0,86	0,78	0,9	0,86
SТП 10	400	510	380	380	200	400	190	510	360	500
cosцТП 10	0,92	0,9	0,96	0,88	1	0,78	0,92	0,98	0,94	0,9

Таблиця Д6 - Параметри для визначення показників надійності електропостачання

Параметри	Варіанти
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
щ0	0,45	0,4	0,35	0.3	0,25	0,2	0,3	0,35	0,25	0,15
фв	6	6	6	5	5	4	3	4	5	4
фл	2	3	2	1	2	1	1	2	2	1
l1-2	0,6	0,8	1,2	0,7	0,4	2,4	1,8	1,2	1,6	0,8
l2-3	0,7	1,4	1,5	0,3	2,1	0,4	0,3	0,8	1,1	0,3
l3-4	1,2	0,5	0,7	0,9	0,2	1,6	1,7	0,4	0,2	0,6
l4-5	2,4	0,3	1,1	0,9	0,7	1,9	1,1	0,8	1,3	0,1
l5-6	0,5	0,2	0,7	0,4	1,5	1,9	0,9	2,4	0,7	0,3
l4-7	0,1	1,7	2,1	0,5	1,1	0,3	1,1	0,4	0,6	0,9
l7-8	1,1	0,9	0,7	0,6	1,2	0,5	0,9	0,7	0,4	0,9
l8-9 (схема рис. 1) або l4-9	2,4	1,1	0,9	0,6	0,2	1,9	1,1	0,7	2,0	1,3
l9-10	1,5	0,5	0,7	1,2	2,1	0,4	0,7	1,3	0,4	0,5
l8-11 (схема рис. 1) або l10-11 (схема рис. 2)	1,7	0,2	0,7	0,1,	0,3	0,9	1,2	0,2	0,3	1,5
l11-12	2,1	0,7	1,1	0,2	0,4	0,2	0,6	1,1	0,7	0,3
l12-13	0,6	1,1	0,4	0,3	1,1	0,7	0,1	0,9	0,5	1,2
l11-14 (схема рис. 1) або l10-14 (схема рис. 2)	1,2	0,3	0,5	0,7	0,2	1,3	1,4	0,7	0,2	1,4

де щ0 - середнє питоме значення параметру потоку відмов лінії, пошкодження/рік на 1 км лінії; фв - загальний час відновлення електропостачання, год; фл - час локалізації пошкодження, год; li - довжина ланки повітряної лінії, км.

Таблиця Д7 - Середнє навантаження у вузлах лінії Л3, кВт

Вузли Навантаження	Варіанти
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
P2	60	50	30	70	20	120	200	140	70	25
P3	210	120	30	50	100	70	140	20	60	30
P5	70	30	100	30	20	20	100	60	40	100
P6	90	20	30	50	10	140	70	20	30	30
P7	100	70	50	40	70	200	120	110	30	50
P8 (схема рис. 2)	210	100	20	100	110	50	50	100	50	60
P9	120	45	120	20	30	10	100	50	30	60
P10 (схема рис. 1)	60	110	40	70	50	30	10	20	10	20
P11 (схема рис. 2)	40	20	70	59	20	70	60	40	210	30
P12	10	70	90	10	70	40	120	10	140	210
P13	70	30	40	40	40	20	30	30	50	100
P14	50	100	160	60	50	100	70	70	200	35

Примітка. Для всіх вузлів навантаження прийняти cos ц = 0,9.

Таблиця Д 8 - Ланки лінії Л3, де розміщені роз`єднувачі

Схема	Варіанти
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Рис. 1	4-7	3-4	8-9	3-4	4-5	2-3	4-7	3-4	4-7	3-4
	8-11	7-8	11-12	8-11	7-8	8-11	11-12	11-12	8-9	11-12
Рис. 2	4-5	3-4	4-9	3-4	4-5	2-3	4-7	3-4	4-7	4-9
	10-11	10-11	11-12	9-10	10-11	10-11	10-11	11-12	11-12	10-11

Таблиця Д9 - Параметри для перевірки перевантажувальної здатності трансформаторів підстанції

Параметри	Варіанти
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
S1, S2	54	34	36	52	18	31	51	19	53	55
	0,3	0,2	0,5	0,4	0,6	0,8	0,4	0,3	0,5	0,8
	0,5	0,7	0,5	0,7	0,7	0,9	0,3	0,8	0,6	0,7
	0,9	0,8	0,8	0,9	0,8	0,7	0,2	0,9	0,7	0,8
	0,7	0,9	0,9	1,0	0,9	0,6	0,6	1,0	0,8	0,9
	0,6	1,0	0,9	0,8	0,9	0,4	0,8	0,9	0,9	0,6
	0,2	0,7	1,0	0,6	0,7	0,5	0,9	0,7	1,0	0,8
	0,9	0,6	1,0	0,9	1,0	0,8	1,0	0,6	1,0	0,9
	1,0	0,6	0,7	1,0	1,0	0,9	1,0	0,8	0,7	1,0
	1,0	0,5	0,6	1,0	0,8	1,0	1,0	0,9	0,6	1,0
	0,8	0,5	0,8	0,7	0,7	0,9	0,9	1,0	0,9	0,5
	0,7	0,4	0,7	0,6	0,6	0,8	0,8	1,0	0,8	0,3
	0,6	0,3	0,5	0,6	0,5	0,7	0,8	0,7	0,7	0,2

де S1, S2, МВ·А, cos ц = 0,94 - приєднані до шин підстанції навантаження, визначені для режиму максимальних навантажень; - пронормовані значення ординат загального графіку навантаження трансформаторів п/ст, яке визначається як сума навантажень відповідних розподільчих ліній та приєднаного навантаження. Тривалість кожної ординати - 2 години.

ЗАВДАННЯ № 2

Визначити річні втрати електричної енергії у лінії 35 кВ і трансформаторах підстанції 35/10 кВ номінальною потужністю Sтр.н (рисунок 3 та 4), використовуючи два з наступних методів:

- метод поелементних розрахунків;

- метод числа часів найбільших втрат: варіанти 1 - 5;

- метод середніх навантажень: варіанти 6 - 10.

Скласти баланс річних витрат електричної енергії.

Параметри повітряної лінії 35 кВ (переріз F, мм2 та довжина L, км), номінальна потужність та параметри трансформаторів 35/10 кВ наведено у таблиці Д10. Від підстанції 35/10 кВ живляться дві групи споживачів : S1 та S2. Споживачі S1 працюють n1 діб згідно графіка , та n2 діб за графіком , . Відповідно, споживачі S2 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 (,,,) наведено у таблицях Д11 та Д12.

Річний відпуск електричної енергії А1, А2 та максимальне річне навантаження, ліній Л1 (P1max, Q1max) та Л2 (P2max, Q2max) наведено у таблиці Д13 (схема рис. 3) та таблиці Д14 (схема рис. 4).

Рисунок 3 - Схема електропостачання



Рисунок 4 - Схема електропостачання

Вихідні данні (згідно варіантів) для виконання ЗАВДАННЯ № 2 курсового проекту

Таблиця Д10 - Параметри лінії та трансформаторів

Варіант	Лінія 35 кВ	Трансформатори 35/10 кВ
	F, мм2	L, км	Sтр.н, МВ·А	Рнх, кВт	Ркз, кВт	uкз, %	Iнх, %
1	95	20	10	14,5	65,0	7,5	0,8
2	95	25	10	14,5	65,0	7,5	0,8
3	95	30	10	14,5	65,0	7,5	0,8
4	120	20	10	14,5	65,0	7,5	0,8
5	120	25	10	14,5	65,0	7,5	0,8
6	120	30	16	23,0	90,0	8,0	0,75
7	120	15	16	23,0	90,0	8,0	0,75
8	150	20	16	23,0	90,0	8,0	0,75
9	150	25	16	23,0	90,0	8,0	0,75
10	150	30	16	23,0	90,0	8,0	0,75

Таблиця Д11 - Навантаження споживачів S1

Параметри	Варіант
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
n1	150	160	170	180	190	200	210	220	230	240
,	0,4	0,3	0,2	0,2	0,8	0,5	0,7	0,3	0,8	0,3
,	1,0	0,5	0,8	1,0	0,6	1,0	0,9	0,7	0,7	0,5
,	0,6	1,0	1,0	0,8	1,0	0,8	1,0	1,0	0,6	1,0
,	0,2	0,7	0,6	0,4	0,4	0,6	0,6	0,4	1,0	0,8
n2	200	200	190	175	160	140	130	130-	110	110
,	0,5	0,6	0,3	0,3	0,6	0,4	0,6	0,4	0,7	0,4
,	0,9	0,8	0,7	0,8	0,7	0,7	0,8	0,5	0,4	0,3
,	1,0	1,0	0,9	0,7	0,9	0,8	0,7	0,7	0,6	0,7
,	0,3	0,6	0,5	0,5	0,5	0,6	0,4	0,6	0,8	0,9
P1max, МВт	8,5	8,0	8,2	7,5	8,0	12,0	12,5	13,0	12,5	11,0
Q1max, МВ·Ар	3,0	3,0	2,5	2,5	3,5	5,0	6,0	7,0	6,0	5,0
АP1, МВт год	44370	48000	44182	37553	46272	66960	74775	63492	74100	57882
АQ1, МВ·Ар год	15660	18000	13470	12518	20244	27900	35892	34188	35568	26310

Таблиця Д12 - Навантаження споживачів S2

Параметри	Варіант
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
n1, діб	150	160	170	180	190	200	210	220	230	240
,	0,3	0,4	0,7	0,3	0,7	0,2	0,6	0,4	0,5	0,7
,	0,9	0,6	1,0	0,9	0,8	1,0	0,2	0,6	0,6	1,0
,	0,7	0,7	0,8	1,0	1,0	0,9	0,7	0,9	0,8	0,9
,	1,0	1,0	0,5	0,8	0,5	0,4	0,9	0,5	0,9	0,4
n2, діб	200	200	190	175	160	140	130	130	110	110
,	0,2	0,3	0,4	0,4	0,7	0,3	0,8	0,3	0,4	0,6
,	0,5	0,5	0,6	0,8	1,0	0,8	0,5	0,6	0,7	0,8
,	0,8	0,9	0,7	0,9	0,8	0,7	0,6	0,9	0,9	0,7
,	0,7	0,8	1,0	0,6	0,6	0,5	1,0	0,7	0,5	0,4
P2max, МВт	8,0	6,0	7,2	8,5	7,5	13,0	11,0	12,0	11,5	12,0
Q2max, МВ·Ар	2,0	2,5	3,5	3,0	3,5	5,0	4,0	6,0	5,0	6,0
АP2, МВт год	42000	33552	44194	51638	47970	64116	58146	61416	63411	71640
АQ2, МВ·Ар год	10500	13980	21483	18225	22386	24660	21144	30708	27570	35820

Таблиця Д13 - Відпуск електроенергії у мережу (схема рис. 3)

Параметри	Варіант
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
АPл1, МВт год	45016	42772	46924	46292	49438	70827	69159	65318	72503	68726
Pл1max, МВт	8,3	7,12	7,51	7,93	8,24	13,87	10,59	12,66	12,23	11,78
АQл1, МВ·Ар год	17685	20615	23308	20320	27433	37909	36131	41410	42462	42055
Qл1max, МВ·Ар	3,47	3,55	3,74	3,61	4,76	7,93	5,76	8,5	7,55	7,59
АPл2, МВт год	45016	42772	46924	46292	49438	70827	69159	65318	72503	68726
Pл2max, МВт	8,3	7,12	7,51	7,93	8,24	13,87	10,59	12,66	12,23	11,78
АQл2, МВ·Ар год	17685	20615	23308	20320	27433	37909	36131	41410	42462	42055
Qл2max, МВ·Ар	3,47	3,55	3,74	3,61	4,76	7,93	5,76	8,5	7,55	7,59

Таблиця Д14 - Відпуск електроенергії у мережу (схема рис. 4)

Параметри	Варіант
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
АPл1, МВт год	46559	50740	46970	38846	48534	72247	78443	66584	78595	61378
Pл1max, МВт	9,04	8,59	8,89	7,85	8,52	13,28	13,28	13,92	13,48	11,88
АQл1, МВ·Ар год	21067	24182	19413	16374	26229	39527	46021	43814	48518	36059
Qл1max, МВ·Ар	4,27	4,28	3,92	3,48	4,82	7,74	8,1	9,77	8,78	7,39
АPл2, МВт год	43771	35016	47132	53847	50381	69540	60385	64107	66664	76737
Pл2max, МВт	8,44	6,34	7,81	8,95	7,97	14,47	11,55	11,41	11,0	13,09
АQл2, МВ·Ар год	14976	17488	27693	24553	28734	36566	27554	39163	37092	49778
Qл2max, МВ·Ар	3,07	3,27	4,75	4,26	4,7	8,13	5,52	7,28	6,37	8,93

1. Розрахунок електричних навантажень

1.2 Розрахунок електричних навантажень цеху промислового об?єкту

Розрахунки електричного навантаження (ЕН) цеху промислового об'єкту виконують окремо для кожного рівня (вузла) електричної мережі цеху: окремий електроприймач (ЕП), силовий розподільний пункт (СП), розподільний щиток освітлення (ЩО), розподільна лінія (шинопровід) низької напруги, магістральний шинопровід, шини низької напруги цехової трансформаторної підстанції (ТП), шини високої напруги цехової ТП.

У проектній практиці України на даний час розрахунок ЕН силових ЕП здійснюють за методом розрахункових коефіцієнтів.

На першому рівні ЕПС (один ЕП) розрахункові потужності ЕП тривалого режиму роботи приймаються рівними їх номінальним потужностям , причому знаходять за виразом

= tg

де беруть за даними позначень на заводській таблички або паспорта ЕП; tg - довідкове значення коефіцієнта реактивної потужності.

На другому рівні ЕПС ( розподільні шинопроводи, лінії, що живлять розподільні щити, освітлювальні щитки і силові пункти) окремо розглядають силові ЕП і освітлювальні установки.

Розрахунок електричних навантажень силових ЕП ведуть за алгоритмом і формулами, наведеними в таблиці 1, розбив їх на характерні категорії з однаковими , , cos у кожній j-й категорії, тобто = , = , cos= cos. При цьому слід враховувати наступне.

1. Резервні ЕП, ремонтні зварювальні апарати і інші ремонтні ЕП, а також ЕП, що працюють короткочасно (пожежні насоси, засувки, вентилі та ін.) не враховують.

2. Для приводів з кільками двигунами враховують всі одночасно працюючі електродвигуни даного приводу. Якщо серед цих двигунів маються таки, що одночасно вмикаються, то їх враховують в розрахунках як один ЕП номінальної потужності, яка дорівнює сумі номінальних потужностей одночасно працюючих двигунів.

3. У разі вмикання однофазного ЕП потужністю на фазну напругу його враховують в графі 2 таблиці 1 як еквівалентний трифазний ЕП з номінальними потужностями:

= 3

= 3 tg

де tg - коефіцієнт потужності і-го однофазного ЕП.

У разі вмикання однофазного ЕП на лінійну напругу він враховується в графі 2 таблиці 1 як еквівалентний трифазний ЕП з номінальними потужностями:

=

= tg

Таблиця 1. Розрахунок електричних навантажень силових електроприймачів наругою до 1000 В

Назва j-ої категорії ЕП	Кількість електро -приймачів nі, шт.	Вихідні дані	Проміжні потужності
		від технологів	за довідковими даними
		Номінальна (встановлена) активна потужність, кВт	Коефіцієнт використання = , в.о.	Коефіцієнт потужності/ реактивної потужності cos/tg =cos/tg	Активна Pпр.j = Рн.j, кВт	Реактивна Qпр j = Рн.j tg , кВ·Ар
		одного ЕП	загальна Рн.j = nі
1	2	3	4	5	6	7	8
Ванни	3	40	120	0,6	0,65/1,17	72	84,24
Випрямлячі	6	100	600	0,6	0,8/0,75	360	270
Вентилятори	2	22	44	0,7	0,8/0,75	30,8	23,1
Разом:	11		764	0,61	0,77/0,82	462,8	377,34
Проміжні величини	Розрахункові навантаження
nі	Ефективна кількість електроприймачів nе, шт.	Коефіцієнт розрахункової активної потужності Kp, в.о.	Активна потужність, кВт Рр = Kp Pпр	Реактивна потужність, кВ·Ар Qp = 1,1Qпр, якщо nе Qp = Qпр, якщо nе >	Повна потужність, кВ·А Sp =	Струм, А
9	10	11	12	13	14	15
4800
60000
968
65768	8,88	1,02	472,06	415,07	628,58	955.06

Групу однофазних ЕП намагаються розподілити за фазами електричної мережі рівномірно за їх номінальною активною потужністю. Якщо рівномірність цього розподілу не перевищує 15 % відносно загальної номінальної потужності трифазних і однофазних ЕП в групі, однофазні ЕП представляють в розрахунках як еквівалентну групу трифазних ЕП тієї ж сумарної номінальної потужності. У разі перевищення вказаної нерівномірності номінальну потужність еквівалентної групи трифазних ЕП приймають рівною потроєному значенню потужності найбільш завантаженої фази Рн.ф.max.

4. Величину nе (підсумковий рядок графи 10 таблиці 1) розраховують за формулою

nе =

у якій величини , беруть з підсумкових рядків граф 4 і 9 таблиці 1 відповідно. Знайдене значення nе округлюють до меншого цілого числа.

5. Величину розрахункового коефіцієнта Kp (графа 11 таблиці 1) знаходять за відповідною довідковою таблицею в функції величини nе (графа 10 таблиці 1) і групового середньозваженого коефіцієнта використання Kв, який розраховують в підсумковому рядку графи 5 таблиці 1 за виразом

Kв = =

де l - кількість категорій ЕП підключено до даної лінії.

Величини , знаходять у підсумковому рядку граф 7 і 4 таблиці 1.

6. Величини Pp, Qр розраховують за формулами граф 12 і 13 відповідно і поміщають у підсумковий рядок цих граф. При цьому величини Pпр , Qпр беруть відповідно із підсумкового рядка цих граф. У разі, якщо розрахункова потужність Pp виявиться меншою за номінальну потужність найбільш потужного ЕП , рекомендується приймати Pр = .

7. Величини Sp i Ip (підсумковий рядок граф 14, 15 таблиці 1) розраховують за формулами, наведеними в цих графах.

Для визначення ЕН освітлювальних установок використовується методи питомої потужності і коефіцієнта попиту.

Для знаходження питомої фактичної потужності Рп.о ЕН освітлювальних установок використовують наступні дані: тип світильника, коефіцієнт запасу кз.ф, мінімальна освітленість Еф, висота приміщення H, площа освітлювального приміщення S. За обраним типом світильника, площею освітлювального приміщення та висотою підвісу світильників визначаємо питому потужність загального рівномірного освітлення (Вт/м2), необхідну для забезпечення зазначеної норми освітленості за формулою

де Рп.о.табл - питома потужність освітлювальної установки, Вт/м2;

Еф - фактична норма освітленості для виконуваного виду робіт, лк;

кз.ф- фактичний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт;

кз.табл- табличний коефіцієнт запасу для виконуваного виду робіт;

к - коефіцієнт зміни відбиття від поверхонь приміщення.

Розрахункові ЕН освітлювальних установок знаходять за виразами:

Pр.о = Pм.о = Kп.о Pн.о;

Q р.о = Q м.о = Kп.о Pн.о tg

де Kп.о - коефіцієнт попиту навантаження освітлювальних установок; Pн.о - номінальна їх потужність; tg - коефіцієнт реактивної потужності цих установок.

Величину Pн.о розраховують за виразом

Pн.о = Kдод Pп.о S

де Pп.о - питоме навантаження освітлювальних установок;

Kдод - додатковий коефіцієнт, який враховує втрати в пуско-регулювальній апаратурі освітлювальних установок і на даний час приймають рівним: 1,25 - для люмінесцентних ламп зі стартерною схемою запалювання і 1,3 - за безстартерних схем запалювання; 1,15 - для ламп ДРИ, ДНаТ; 1,12 - для ламп ДРЛ; 1,1 - для ламп ДКсТ; 1,0 - для ламп розжарювання.

Оскільки довідкові дані з Kп.о , як правило, є відношення максимальних активних навантажень освітлювальних установок до номінального навантаження, максимальні навантаження, що розраховані за формулами (13) і (14) є максимальними навантаженнями, які приймають рівними розрахунковим навантаженням.

Розрахункові потужності лінії, що живить силове і освітлювальне навантаження, знаходять за виразами:

Pр = Pр.с + Pр.о

Qр = Qр.с + Qр.о

На третьому рівні ЕПС ( магістральні шинопроводи, шини 0,4 кВ цехових ТП) також розраховують окремо ЕН силових і освітлювальних установок. Порядок розрахунку Pр.с, Qр.с є аналогічним розрахунку ЕН на другому рівні за такими відмінностями:

1. Величину nе знаходять за спрощеною формулою

nе =

Тому всі силові ЕП групують в таблиці рядками за характерними категоріями незалежно від їх , а в графі 3 вказують максимальну і мінімальну активні потужності одного ЕП даної категорії, тобто /. Величину ( графа 9 таблиці1) не розраховують.

Якщо величина nе виявиться більшою за сумарну кількість ЕП n або якщо / 3, приймають nе = n.

2. Величину Kp знаходять за відповідними довідковими даними.

Розрахунок Pр.о, Q р.о і сумарних розрахункових навантажень силових і освітлювальних установок Pр, Qр , Sр здійснюють аналогічно другому рівню (формули (15)···(17)).

На четвертому рівні ЕПС (кабелі 6 (10) кВ, що живлять ТП), розрахункові активну Pp.6(10)ТПj та реактивну Qp. 6(10)ТПj потужності j-х ТП знаходять за виразами:

Pp.6(10)ТПj = Pp.0,4ТПj.с + Pp. ТПj.о + Pт.ТПj

Qp.6(10)ТПj = Qp.0,4ТПj.с + Qp.ТПj.о + Qт.ТПj - Qку.ТПj

де Pp.0,4ТПj.с, Qp.0,4ТПj.с, Pp.ТПj.о, Qp.ТПj.о - розрахункові навантаження силових і освітлювальних установок на стороні 0,4 кВ j-ї ТП; Pт.ТПj, Qт.ТПj - втрати потужності в трансформаторах j-ї ТП; Qку.ТПj - сумарна реактивна потужність компенсувальних установок на стороні 0,4 кВ j-ї ТП (конденсаторні батареї, симетро-компенсувальні і фільтро-компенсувальні установки тощо).

Втрати активної Pт.ТПj та реактивної Qт.ТПj (кВ·Ар) потужностей в трансформаторах можна орієнтовно оцінити за виразами:

де повна Sp.6(10)ТПj потужність j-ї ТП знаходять наступним чином

1.3 Розрахунок електричних навантажень житлових і громадських будинків

Як розрахункові ЕН житлових і громадських будинків приймають максимальні навантаження, тобто півгодинні максимуми середніх навантажень.

Електричні навантаження окремих житлових будинків визначають в залежності від виду і рівня електрифікації житла. Вони охоплюють навантаження освітлення загальнобудинкових приміщень. В опису жител повинно вказуватись кількість квартир в будинку, а також кількість секцій, що характеризує кількість ліфтових установок.

Розрахункові навантаження групи жител (квартир) з однаковим питомим навантаженням визначають за формулами



де - кількість жител (квартир), приєднаних до вводу в будівлю, лінії н.н., шин ТП;

- коефіцієнт реактивної потужності жител.

Розрахункове навантаження силових ЕП житлового будинку (кВт), що приведене до вводу напругою 380 В, визначають за виразом

де - встановлена потужність електричного двигуна і-го ліфта за паспортом, кВт;

- коефіцієнт попиту для двигуна і-го ліфта, який визначається за

в залежності від кількості ліфтових установок та кількості поверхів будинку;

n - кількість ліфтових установок;

- встановлена потужність електричного двигуна j-ї сантехнічної установки за паспортом, кВт;

- коефіцієнт попиту для двигуна j-ї сантехнічної установки;

m - кількість сантехнічних установок.

Розрахункове навантаження житлового будинку (кВт) в цілому за умови, коли найбільшим складником є навантаження від жител, обчислюють за виразом.

баланс електричний житловий цех

,

де - розрахункове навантаження ЕП квартир будинку, кВт;

- розрахункове навантаження силових ЕП житлового будинку, кВт;

- розрахункове навантаження і-го вбудованого чи прибудованого громадського приміщення, що живиться від електрощитової житлового будинку, кВт;

- коефіцієнт участі в максимумі навантажень квартир і силових ЕП і-го житлового будинку навантажень вбудованих і прибудованих приміщень; n - кількість вбудованих чи прибудованих громадських приміщень.

Розрахунок ЕН будівель громадського призначення виконують за укрупненими питомими ЕН , кВт на одиницю за виразами:

де - кількість одиниць об?єкту (учнів, ліжко-місць, кв. метрів площі тощо).

Розрахункове активне навантаження трансформаторної підстанції (ТП), що спільно живить житлові та громадські будинки, на боці низької напруги визначають за виразом

де - розрахункове максимальне навантаження однотипних будинків або окремого споживача, кВт;

- розрахункове навантаження -ї групи інших споживачів, які живляться від даного ТП, кВт;

- кількість груп споживачів без групи з .

Важливо підкреслити, що житлові будинки з газовими плитами і електроплитами розглядаються як різні об'єкти. У той же час усі житлові будинки з однаковим характером приготування їжі розглядаються як один об`єкт. Тобто, попередньо для них підраховується загальна кількість квартир та ліфтів і загальне розрахункове навантаження визначається вже на підставі цих інтегральних показників.

Для окремого і-го споживача розрахункове реактивне навантаження (кВ·Ар) визначають за активним навантаженням (кВт) за виразом

де - тангенс кута між струмом і напругою відповідно .

Таким чином, розрахункове реактивне навантаження і-ї ТП визначають за виразом

Повну розрахункову потужність ТП (кВ•А) визначають за виразом

1.4 Визначення розрахункових навантажень на вищіх ієрархічних рівнях ЕПС

Навантаження п'ятого рівня ЕПС промислових об'єктів (шини 6 (10) кВ ЦРП, РП, ГПП) знаходять окремо для ТП і високовольтних ЕП, що живляться від цих шин, з урахуванням установок КРП.

Величини Pp.ТПj, Qp.ТПj j-х ТП знаходять так як на четвертому рівні.

Розрахункові потужності Pp.в ,Qp.в високовольтних ЕП розраховують аналогічно другому рівню (таблиця 1) з врахуванням таких особливостей:

1. Якщо від технологів можливо одержати дані фактичних (технологічних) коефіцієнтів завантаження Kз.і = і-х ЕП j-ї категорії, то в графу 5 замість заноситься Kз.j, а в графу (7) - значення Рн.j.

2. Для синхронних електродвигунів (СД) величина генерованої QСД реактивної потужності на даному етапі розрахунку приймається рівною нулю.

3. Величини nе і Kв не розраховують, а значення Kp приймається рівним одиниці. При цьому:

Pp.в = Pпр.в

Qp.в = Qпр.в

де Pпр.в, Qпр.в - проміжні значення активної і реактивної потужностей високовольтних ЕП.

Розрахункові навантаження, наприклад, на шинах 10 кВ, від яких одержують живлення m ТП і високовольтні ЕП, знаходять за виразами:

Pp.10 = Kо(+ Pp.10 )

Qp.10 = Kо(+ Qp.10 - Qку.10 )

де Kо - коефіцієнт одночасності розрахункових навантажень різних ЕП;

Qку.10 - сумарна потужність КУ (конденсаторні батареї напругою 10 кВ, СД).

Величину Kо знаходять в залежності від коефіцієнта Kв, а також від кількості n приєднань споживачів до шин, для яких проводять розрахунки. При цьому величину Kв розраховують за формулою

Kв =

де індексами «пр» і «н» позначені проміжні і відповідно номінальні значення активних потужностей ЕП ТП і високовольтних ЕП.

На шостому рівні ЕПС (лінії напругою 35…220 кВ, що живлять трансформатори ГПП) до розрахункових навантажень Pp.10 , Qp.10 додаються втрати потужностей в трансформаторах ГПП PГПП, QГПП. Наприклад, для ліній 110 кВ :

Pp.110 = Pp.10 + PГПП

Qp.110 = Qp.10 + QГПП

На даний час більшості промислових об'єктів України електропостачальна компанія задає рівень споживаної реактивної електроенергії на межі балансової належності Qсп = 0. Якщо цією межею, наприклад, є шини 10 кВ ГПП, то:

Qp.10 = 0; Qp.110 = QГПП

Тобто вибір потужності трансформаторів ГПП здійснюють за Sр.10 = Pр.10, а ліній 110 кВ - за Sр.110, що розраховують за виразом

Sр.110 =

Якщо Qсп 0, то:

Qp.10 = Qсп ; Qp.110 = Qсп + QГПП.

У ЕПС міст розрахункове навантаження розподільних ліній 6(10) кВ визначається множенням суми розрахункових навантажень окремих ТП на боці напруги 6(10) кВ на коефіцієнт , який враховує одночасність максимумів цих навантажень, за виразом

При цьому коефіцієнт приймають залежно від кількості ТП, що живляться від відповідної ланки розподільної лінії.

Розрахункове навантаження на шинах на напругу 6(10) кВ ЦЖ визначають множенням суми розрахункових навантажень споживачів міської мережі та мережі промислових підприємств на коефіцієнт , який враховує одночасність максимумів навантажень цих мереж, за виразом

Значення коефіцієнтів для цього випадку наведено у відповідній довідковій таблиці.

2. Вибір провідників

Під вибором провідників ЕПС розуміють вибір їх типів, кількості та перерізів, а також способів їх прокладання.

В електричних мережах промислових об?єктів на напругу до 1000 В як провідники використовують проводи, кабелі та шинопроводи, а на напругу понад 1000 В - проводи, кабелі та струмопроводи.

В електричних мережах цивільного призначення на напругу до 1000 В як провідники використовують проводи і кабелі; в останні роки стояки в багатоповерхових житлових і громадських будинках виконують шинопроводами. В цих електричних мережах на напругу понад 1000 В застосовують проводи і кабелі.

Для окремого ЕП лінія живлення вибирається за допустимим струмом навантаження в нормальному режимі роботи. За розрахунковий струм приймають його номінальний струм .

Результати вибору струмовідних частин наводять в таблицях.

Як наприклад, в таблиці 4 наведено вибір проводів марки АПВ групи ЕП.

Таблиця 4. Вибір перерізу проводів, які живлять споживачів від 1Щ8

Найменування ЕП	, кВт	, А	Переріз проводу, мм2	, А	Діаметр труби , мм
Вентилятор	62	65	4(1?25)	75	40
Плоскошліфувальний верстат	16	21	4(1?10)	45	25
Кран-балка	30	40	4(1?16)	60	35

Вибір перерізу струмовідних частин провідників, що живлять групу ЕП, здійснюють за розрахунковим струмом цих частин за умовою допустимого нагрівання в нормальному та післяаварійному режимах згідно виразів:

де Ір, Ір.а - розрахункові струми в нормальному і післяаварийному режимах роботи ЕПС;

- поправні коефіцієнти, що залежать від температури землі та повітря (К1), від кількості кабелів, прокладених в одній траншеї або одному кабельному каналі (К2), від допустимого короткочасного перевантаження лінії (К3 ); для ПЛ приймають К2 = 0;

- тривало-допустимий струм на один провідник за нормальних умов.

Розрахункову потужність магістральної лінії, наприклад, на напругу 10 кВ визначають згідно електричної схеми живлення і розрахункових потужностей лінії за виразом

де і відповідно розрахункова активна і реактивна потужність лінії

i-го трансформатора з врахуванням втрат в трансформаторах;

z - кількість трансформаторів в лінії.

Розрахунковий струм в нормальному режимі (А) визначають як

Для магістральних ліній, виконаних одним перерізом, умови (57) і (58) мають виконуватись для ділянки, що працює в найбільш важких умовах.

Вибрана мережа живлення перевіряється за допустимою втратою напруги в мережі до найбільш віддаленого ЕП за виразом

де - розрахункова і допустима втрата напруги в мережі.

Величину у відсотках розраховують за однією з формул:

де , , - відповідні навантаження і-ї ділянки мережі, відповідно кВт, кВ·Ар, А;

- питомі погонні активний і реактивний опори Ом/км однієї фази проводу або кабелю;

Lі - довжина і-ї ділянки мережі в км;

z - кількість ділянок мережі;

- номінальна напруга мережі, кВ.

В післяаварийних режимах допускається збільшення вказаних значень на 5%.

Особливістю вибору провідників на напругу до 1000 В є їх перевірка на захищеність, тобто чи відповідає вибраний переріз провідника параметрам захисного апарату, яку здійснюють за виразом

де - допустимий струм вибраного провідника, визначений з урахуванням умов його прокладання;

- коефіцієнт кратності захисту;

- номінальний струм або струм спрацьовування захисного апарату.

Особливістю вибору кабелів на напругу понад 1000 В є їх перевірка на

термічну стійкість струмам к.з., яку здійснюють за виразом

де - сумарний струм к.з. від енергосистеми з врахуванням наявних в ЕПС синхроних двигунів; tп - приведений розрахунковий час (час відмикання к.з.); С - термічний коефіцієнт.

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

Для ПЛ рекомендовані мінімальні значення перерізів проводів залежно від напруги, які одночасно забезпечують умови економічності, механічної міцності та коронування.

3. Розрахунок очікуваної величини недоотриманої електроенергії

Для оцінки очікуваної величини недоотриманої електроенергії можнавикористовувати так звану 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 заповнюють значеннями часу відновлення електропостачання, яке необхідне для відновлення живлення даного вузла мережі (рядок матриці) у разі пошкодження на відповідній ділянці лінії (стовпець матриці), враховуючи всі встановлені в мережі комутаційні та захисні апарати і резервні джерела живлення (таблиця 5).

Таблиця 5. Структурно-логічна матриця

Навантаження вузла	Ланки лінії
	L1-2	L2-3	L3-4	…	L11-14
Pсер2				фр
Pсер3				фn
…	…	…	…	…	…
Pсер14				фвр

На підставі даної матриці сумарна величина недоотриманої електроенергії може бути обчислена за виразом

де m - кількість вузлів навантажень;

n - кількість ділянок даної лінії; - довжина i - ї ланки; - середнє (за рік) навантаження вузла j; - питома частота відмов; - значення часу відновлення електропостачання, занесені на попередньому етапі у відповідні комірки структурно-логічної матриці.

4. Розрахунок технічних втрат електричної енергії в елементах ЕПС

4.1 Метод поелементних розрахунків. Втрати активної потужності на ділянках мережі обчислюються за виразом

або

де Ii,i +1, Pi,i+1, Qi,i+1 - навантаження, що протікають ділянками i, i +1 з опором ri,i+1; Ui, Ui+1 - напруга в початковій і кінцевій точках (i та і + 1) даної ділянки розподільної лінії.

Втрати електроенергії для окремих ділянок мережі за деякий (звітний) період Т визначають шляхом послідовного підсумовування значень втрат потужності, обчислених відповідно до попередньої формули

4.2 Метод середніх навантажень

Відповідно до даного методу втрати енергії в сукупності ділянок лінії розподільної мережі за розрахунковий період часу Т обчислюють за виразом

де - втрати потужності в лінії з середніми за розрахунковий період Т значеннями електричних навантажень; Кf - коефіцієнт форми графіка навантаження за розрахунковий період, який знаходять за одним з виразів:

де - коефіцієнт заповнення графіка електричних навантажень; - річна кількість годин використання найбільшого значення електричних навантажень;

- найбільше навантаження в річному графіку електричних навантажень;

- річне споживання активної електроенергії.

4.3 Метод кількості годин найбільших втрат. Відповідно до даного методу

де - час. максимальних втрат.

Для визначення значень найчастіше застосовують одну з наступних емпіричних формул:



Втрати потужності в трансформаторах є сумою змінних втрат, обумовлених ЕН, і постійних втрат, які є втратами неробочого ходу. Їх розраховують за виразами:

Аналогічні розрахунки можна виконати, використовуючи каталожні дані трансформаторів, за формулами

Змінні втрати електричної енергії, залежні від навантаження, визначають аналогічно тому, як це пропонувалося для розподільних ліній за формулами (71), (72) та (75). Постійні втрати електроенергії або втрати неробочого ходу в трансформаторі залежать лише від часу його увімкнення Ту, протягом якого трансформатор знаходиться під напругою.

Їх розраховують за виразом

.

Размещено на Allbest.ru