- •Курсова робота
- •Розрахунок потужності споживачів електричної енергії заданого населеного пункту
- •Визначення електричних навантажень на вводах споживачів електричної енергії
- •3.2. Визначення електричних навантажень на вводах споживачів електричної енергії
- •Електричний розрахунок лінії 10 кВ
- •5.Розрахунок струмів короткого замикання.
- •Визначаємо двофазного короткого замикання на шинах 10кВ ртп:
- •Вибір електричної апаратури розподільчого пристрою 10 кВ
- •7. Вибір релейного захисту комірки лінії 10 кВ районної трансформаторної підстанції
- •Розрахунок системи електропостачання заданого населеного пункту
- •8.1. Розрахунок оптимальної кількості та вибір місць розташування споживчих трансформаторних підстанцій тп-10/0,4 кВ.
- •8.2. Розрахунок навантажень лінії електропередачі напругою 0,38 кВ.
3.2. Визначення електричних навантажень на вводах споживачів електричної енергії
При розрахунку сумарної потужності споживачів електроенергії розділяють на групи (окремо для денного та вечірнього максимумів). У групи входять споживачі одного характеру, потужність яких не відрізняється більше ніж у чотири рази.
В окремих групах потужності підсумовуються за допомогою коефіцієнта одночасності:
,
Потужність денного максимуму.
Група № 1
Житлові будинки (80 будинків К0=0,24 )
Рд(1)=0,26·80·1,05=21,84 кВт.
Група № 2
Корівники на 200 г.,свинарник, овочекартоплесх, магазин, (4 будинки К0=0,73)
Рд(2)=0,73·(6·2+2+6+4)=17,52 кВт.
Група № 3
Гараж тракторів, гараж автомобілів, зерносховище, склад, початкова школа, (5 будинків К0=0,73)
Рд(3)=0,73·(15+30+10+15+11)=59,13 кВт.
Група №4
Адмін. будинки, лазня (2 будинки К0=0,73)
Рд(4)=0,73·(3·15+7)=37,96 кВт.
Потужність вечірнього максимуму
Група № 1
Житлові будинки (80 будинків К0=0,24 )
Рв(1)=0,24·80·3,0=57,6 кВт.
Група № 2
Корівники на 200 г., свинарник, овочекартоплесх, магазин, зерносховище (5 будинків К0=0,73)
Рв(2)=0,73·(6·2+2+6+4+2)=23,36 кВт.
Група № 3
Гараж тракторів, гараж автомобілів, склад, школа, амін. будин, лазня (6 будинків К0=0,73)
Рв(3)=0,73·(5+15+5+7+4+8)=37,23 кВт.
Потужність груп підсумовують за допомогою добавок:
Р=Рmax+P(Рmin)
де Рmax - більша потужність;
Р(Рmin) - добавка від меншої потужності.
У вечірнє навантаження також включається навантаження вуличного та зовнішнього освітлення.
Освітлення вулиць з житловими будинками визначається по формулі:
Рв.о.=Рв.н.·Lв·10-3,
де Рв.о. - навантаження вуличного освітлення, кВт.;
Рв.н. - норма вуличного освітлення [Л.3, додаток 5], Вт/м;
Lв - загальна довжина вулиць, м.
Рв.о.=7∙1900·10-3 =13,3 кВт.
Навантаження зовнішнього освітлення Рз.о., (території ферм, господарчих дворів Lпер=1020 обчислюють з розрахунку 250 Вт на одне приміщення і 3 Вт на один метр довжини периметра території.
Рз.о.=(250·Nпр.+3·Lпер.)·10-3,
де Nпр. - кількість приміщень, шт.;
Lпер. - довжина периметра території, м.
Рз.о.=(250·8+3·1020)·10-3=5,06 кВт.
Навантаження вуличного та зовнішнього освітлення підсумовують з коефіцієнтом одночасності Ко=1 і включають в вечірній максимум з коефіцієнтом участі, який дорівнює одиниці.
Сумарна потужність груп денного максимуму:
Рд=21,84+17,52+59,13+37,96=136,45 кВт.
Сумарна потужність груп вечірнього максимуму:
Рв=57,6+23,36+37,23=118,19 кВт.
Рв.заг.= 118,19 +13,3+5,06=136,55 кВт.
Електричний розрахунок лінії 10 кВ
Розрахунок лінії 10 кВ включає в себе: знаходження розрахункових навантажень існуючих трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ; підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ; вибір перерізів проводів ліній 10 кВ.
Розрахункові навантаження Рр існуючих підстанцій 10/0,4 кВ на розрахунковий рік знаходять по формулі
Рр=Кн·Рм,
де Рм - максимальне існуюче навантаження ТП, кВт (згідно завдання);
Кн - коефіцієнт зростання навантаження ТП, кВт змінюється залежно від виду споживачів.
Знайдені розрахункові навантаження записуються в таблицю де навантаження існуючих ТП визначено множенням розрахункового навантаження на коефіцієнт участі його в денному Кд та вечірньому Kв максимумах (для виробничих споживачів Кд=1,0; Кв=0,6; для комунально-побутових споживачів - Kд=0,3...0,4, Кв=1, для змішаних споживачів - Кд=Кв=1,0).
Таблиця 4.1 Розрахункові навантаження ТП-10/0,4 кВт
№ ТП |
Pм , кВт. |
Вид навантаження |
Рр=Кн·Рм, кВт. |
Pд=Kд·Pр, кВт. |
Pв=Kв·Pр, кВт. |
1. |
60 |
виробниче |
126 |
126 |
72.6 |
2. |
40 |
виробниче |
84 |
84 |
50.4 |
3. |
50 |
комунальне |
90 |
31.5 |
90 |
4. |
120 |
виробниче |
252 |
252 |
151.2 |
5. |
100 |
комунальне |
180 |
63 |
170.45 |
6. |
- |
виробниче |
- |
136.45 |
118.19 |
7. |
95 |
комунальне |
171 |
59.85 |
171 |
Для точки приєднання заданого населеного пункту до лінії 10 кВ у таблицю записуються сумарні розрахункові навантаження одержані раніше.
Підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ починають з кінця лінії, підсумовуючи навантаження ТП по денному та вечірньому максимумах (окремо по добавках) беручи дані з таблиць.
На кожній ділянці лінії необхідно знайти виробниче навантаження Рвир, яке включає в денний час навантаження ТП з виробничим і змішаним видом споживачів, і вечірній час тільки навантаження ТП з виробничим видом, та загальне навантаження Рзаг, яке включає навантаження всіх ТП.
Розрахунки навантажень лінії 10кВ виконують в табличній формі (табл.5).
Переріз проводів лінії 10 кВ вибирають за мінімумом приведених затрат (з використанням економічних інтервалів потужностей) залежно від еквівалентної потужності Sе на ділянці лінії. Границі економічних інтервалів для вибору перерізів проводів ліній 10 кВ.
К
Рис. 2 Схема розподільчої мережі 10 кВ з навантаженнями.
Таблиця 4.2 Розрахунок навантажень лінії 10 кВ.
Ділянка |
Вид навантаження |
Навантаження | |||||||||
Денне, кВт |
Вечірнє, кВт | ||||||||||
Рдб |
Рдм |
Р(Рдм) |
Рд |
Рвб |
Рвм |
Р(Рвм) |
Рв | ||||
6-7 |
Рвир |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||
Рзаг |
59.85 |
- |
- |
59.85 |
171 |
- |
- |
171 | |||
2-6 |
Рвир |
136.45 |
- |
- |
136.45 |
118.19 |
- |
- |
118.19 | ||
Рзаг |
136.45 |
59.85 |
+44 |
180.45 |
171 |
118.19 |
+87 |
258 | |||
4-5 |
Рвир |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||
Рзаг |
63 |
- |
- |
63 |
170.45 |
- |
- |
170.45 | |||
3-4 |
Рвир |
252 |
- |
- |
252 |
151.2 |
- |
- |
151.2 | ||
Рзаг |
252 |
63 |
+47 |
299 |
170.45 |
151.2 |
+116 |
286.45 | |||
2-3 |
Рвир |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- | ||
Рзаг |
299 |
31.6 |
+21 |
311 |
286.45 |
90 |
+67 |
353.45 | |||
1-2 |
Рвир |
252 |
136.45 |
+102 |
416 |
151.2 |
118.19 |
+87 |
272.2 | ||
84 |
+62 |
50.4 |
+36 | ||||||||
Рзаг |
311 |
252 |
+192 |
532 |
353.45 |
258 |
+203 |
592,95 | |||
50.4 |
+36 |
50.4 |
+36 | ||||||||
0-1
|
Рвир |
416 |
126 |
+94 |
510 |
272.2 |
72.6 |
+53 |
365.5 | ||
Рзаг |
532 |
126 |
+94 |
626 |
592.45 |
72.6 |
+53 |
645.45 |
Еквівалентна потужність ділянки лінії 10 кВ
Sе=Кд·Sм
де Sм - максимальна потужність ділянки лінії (найбільша з розрахункових навантажень денного Sд або вечірнього Sв максимумів), кВА;
Кд - коефіцієнт який враховує динаміку зростання навантаження (для сільських мереж рекомендується 0,7).
Розрахункове денне Sд та вечірнє Sв навантаження знаходять виходячи з загального денного Рд та вечірнього Рв навантажень і коефіцієнта потужностей користуючись формулою:
.
Таблиця 4.3. Розрахунки по вибору перерізів проводів лінії 10 кВ
Ділянка |
Денне навантаження |
Вечірнє навантаження |
Sм , кВА |
Sе , кВА |
Провід |
Втрата напруги, % | ||||||||||
Рвир/Рзаг |
cos |
Sд, |
Рвир/Рзаг |
cos |
Sв, |
|
|
|
Uф |
Uф | ||||||
0-1 |
0.78 |
0.73 |
857.5 |
0.46 |
0,87 |
741.9 |
857.5 |
600.25 |
AС-50 |
0.25 |
0.25 | |||||
1-2 |
0.81 |
0.72 |
738.8 |
0.43 |
0,88 |
680.9 |
738.8 |
517.16 |
AС-50 |
0.48 |
0.73 | |||||
2-3 |
0 |
0.89 |
565.4 |
0 |
0,93 |
380.1 |
565.4 |
395.78 |
AС-25 |
0.36 |
1.09 | |||||
3-4 |
0.84 |
0.71 |
421.1
|
0,52 |
0,86 |
333.1 |
421.1
|
294.77 |
AС-25 |
0.21
|
1.3 | |||||
4-5 |
0 |
0.89 |
114.5 |
0 |
0,93 |
183.3 |
183.3 |
128.3 |
AС-25 |
0.12 |
1.42 | |||||
2-6 |
0.76 |
0.74 |
243.8 |
0,46 |
0,87 |
296.5 |
296.5 |
207.55 |
AС-25 |
0.08 |
1.5 | |||||
6-7 |
0 |
0.89 |
108.8 |
0 |
0,93 |
183.9 |
183.9 |
128.73 |
AС-25 |
0.09 |
1.59 |
Перевірка проводів лінії 10 кВ на допустиму втрату напруги.
Переріз проводів лінії 10 кВ, які вибрані за допомогою економічних інтервалів потужностей, потрібно перевірити на допустиму втрату напруги. При цьому фактична втрата напруги до найвіддаленішої точки у мережі не повинна перевищувати допустиму, Uф<Uдоп.
Фактична втрата напруги на і - тій ділянці лінії (%)
де Рі - розрахункова активна потужність ділянки лінії, кВт;
Qі - розрахункова реактивна потужність ділянки лінії, кВар;
rі - активний опір ділянки лінії, Ом;
хі - реактивний опір ділянки лінії, Ом;
Uн - номінальна напруга лінії.
Pi – (max Pд, Pв з табл5),
,
,
де Lі - довжина ділянки лінії, км;
r0і - питомий активний опір провода і-тої ділянки лінії, Ом/км;
х0і- питомий реактивний опір провода і-тої ділянки лінії, Ом/км.
Для проводу AC - 50, r0=0,6 Ом/км
AC - 35, r0=0,78 Ом/км.;
AC - 25, r0= 1,26 Ом/км.
Для наближених розрахунків повітряних мереж, виконаних проводами з кольорових металів, для ліній напругою 6, 10, 20, 35 кВ можна прийняти x0=0,4 Ом/км.
Для визначення втрат на кожній ділянці складаю допоміжну таблицю, де записую значення опорів та довжин ділянок.
Таблиця 4.4. Дані ділянок лінії 10 кВ
Ділянка |
Провід |
Sм |
Pі , кВт |
Qі , кВА |
Li , км |
rі , Ом |
xі , Ом |
U(%) |
0-1 |
AС-50 |
857.5 |
645.45 |
563.7 |
0.4 |
0.24 |
0.16 |
0.25 |
1-2 |
AС-50 |
738.8 |
592.95 |
440.7
|
0.9 |
0.54 |
0.36 |
0.48 |
2-3 |
AС-35 |
565.4 |
353.45 |
441.3 |
0.8 |
0.62 |
0.32 |
0.36 |
3-4 |
AС-35 |
421.1
|
299 |
296.5 |
0.6 |
0.47 |
0.24 |
0.21
|
4-5 |
AС-25 |
183.3 |
170.45 |
67 |
0.5 |
0.63 |
0.2 |
0.12 |
2-6 |
AС-25 |
296.5 |
258 |
146.1 |
0.2 |
0.25 |
0.08 |
0.08 |
6-7 |
AС-25 |
183.9 |
171 |
67.6 |
0.4 |
0.5 |
0.2 |
0.09 |
Фактичну напругу будь якого споживача визначають як суму втрат напруги на окремих ділянках
У загальному випадку фактичну втрату напруги потрібно знаходити по денному та вечірньому максимумах навантажень окремо. Але в деяких випадках можна оцінити, при якому навантаженні (денному чи вечірньому) буде мати місце більша втрата.
Для визначення допустимої втрати напруги в мережі складається таблиця відхилень напруги. У цій таблиці розглядають два режими: режим максимальних навантажень і режим мінімальних навантажень (100% і 25%). Відхилення напруги на шинах 10 кВ РТП у режимі максимальних навантажень становить +3%, а мінімальних навантажень становить 0%.
При складанні таблиці розглядають дві споживчі ТП, ближня та віддалена. Ближня - це ТП приєднана в безпосередній близькості до шин РТП де втрата напруги дорівнює нулю.
Допустиме відхилення напруги для найвіддаленішого споживача у нормальному режимі становить ±5%.
Для визначення допустимої втрати напруги мережі треба спочатку розглянути роботу найвіддаленішого споживача, що живиться від найвіддаленішої ТП в режимі максимального навантаження.
Розглянемо надбавку відгалуження +5% - втрата напруги становить:
Таблиця 4.5. Розрахунок допустимої втрати напруги.
Елемент мережі |
Ближня ТП |
Віддалена ТП | ||
100% |
25% |
100% |
25% | |
Шини 10 кВ РТП |
+3 |
0 |
+3 |
0 |
Лінія 10 кВ |
0 |
0 |
-6 |
-1.5 |
ТП 10/0,4кВ: постійна надбавка |
+5 |
+5 |
+5 |
+5 |
регульована надбавка |
0 |
0 |
+2.5 |
+2.5 |
втрати напруги |
-4 |
-1 |
-4 |
-1 |
Лінія 0,38 кВ |
-9 |
0 |
-5.5 |
0 |
Споживач |
-5 |
+4 |
-5 |
+5 |
Допустиме відхилення напруги споживача |
-5 |
+5 |
-5 |
+5 |
|
|
|
|
|