Розрахунок електропостачання

Размещено на http://www.allbest.ru/

Контрольна робота № 1. Основи електроенергетики і електропостачання

Розрахунок шин

1. Завдання

Виконати вибір та перевірку на динамічну і термічну стійкість збірних шин головного розподільного щита (ГРЩ) електростанції змінного струму, які призначені для передачі робочого струму Ір. При к.з. на шинах значення ударного струму дорівнює Іуд, а сталого - Іст.кз. Час відключення к.з. - Тcпp. Шини встановлюються на відстані а = 50 см одна від іншої. Температура навколишнього середовища инавк = 35оС. Довжина шин l =3м.

Кожен студент отримує наступні індивідуальні значення:

робочий струм Ір, кА;

ударний струм Іуд, кА;

сталий струм Іст.кз, кА;

час відключення к.з. Тcпp, с.

2. Вказівки до виконання роботи

Розрахунок виконується у наступному порядку:

розраховується тривалий робочий струм;

вибирається перетин шин;

виконується перевірка на динамічну та термічну стійкість шин.

Тривалий робочий струм нагріває шини до відповідного значення температури, яке крім електричних параметрів залежить також від розмірів шини та температури навколишнього середовища. Для вибору шин необхідно привести робочий струм до значення І45, кА, що відповідає 90 градусам нагріву шин при 45 градусах температури зовні

.



Для забезпечення передачі робочого струму Ір необхідно за допомогою табл.1 вибрати мідні шини, розміри котрих висота h і ширина b.

Таблиця 1 - Норми електричних навантажень на мідні шини при температурі нагрівання 90 оС.

Розмір більшої сторони шини, мм	Струм, А, при розмірі меншої сторони шини, мм
	1	2	3	4	5	6	8	10	12	15	20
10	80	118	150	180	205	235	-	-	-	-	-
15	118	171	214	255	290	330	395	460	-	-	-
20	157	225	281	332	337	420	500	575	647	-	-
25	194	278	348	408	260	515	610	697	782	932	-
30	231	333	410	485	545	603	713	815	900	1025	1250
40	307	439	540	635	713	788	923	1040	1170	1325	1590
50	382	548	675	780	877	959	1125	1270	1400	1590	1890
60	460	630	770	867	993	1084	1273	1425	1560	1775	2080
80	580	820	1005	1164	1293	1413	1630	1825	1970	2200	2510
100	725	1023	1247	1442	1594	1727	2000	2240	2400	2675	3140

Перевірка шин на динамічну стійкість зводиться до визначення їх міцності, що спроможна протидіяти механічним зусиллям, які з'являються при струмах короткого замикання. Шини вважаються правильно вибраними, якщо механічна напруга у шинах не перевищує припустимої.

Питома сила взаємодії між шинами при протіканні струмів короткого замикання, Н/см

,

де kф - коефіцієнт, який враховує форму перетину шини.

Коефіцієнт kф визначається для шин по графіку (рис.17) за допомогою співвідношення



Размещено на http://www.allbest.ru/

.

Момент опору шин прямокутного перетину, см3

;

Найбільший припустимий проліт при їх кількості, см:

один або два

;

більш двох

,



де уприп = 14000 Н/см2 - припустима напруга для міді.

Для забезпечення динамічної стійкості довжина будь-якого прольоту повинна бути менше максимально допустимої .

Кількість прольотів необхідно округлити до цілого.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Максимально припустима температура нагріву мідних шин встановлює 300 оС. Перевірка на термічну стійкість полягає у розрахунку найвищої температури нагріву шин струмами короткого замикання і порівняння її з максимально припустимою.

Параметр Ап, який характеризує початкову температуру нагріву шин ип=90 оС, визначається по графіку (рис.18).

Параметр, який характеризує кінцеву температуру нагріву шин, А2с/мм2

,

де S = bh - площина перетину шини, мм2; tф = 1,5...2,0 Тcпp - фіктивний час короткого замикання, с.

По графіку (рис.18) за допомогою Ак визначається кінцева температура нагріву шин ик, яка повинна бути менше максимально припустимої. Якщо ця умова не виконується, потрібно збільшити площину перетину шини.

Контрольна робота № 2. Розрахунок високовольтної лінії електропостачання

1. Завдання

Виконати електричний розрахунок високовольтної ЛЕП напругою Uл = 110 кВ, довжиною l, що призначено для електропостачання промислового підприємства, яке має 50 % споживачів першої категорії.

Максимальна розрахункова потужність складає Рмакс при коефіцієнті потужності 0,8 і тривалості використання максимуму навантаження Тмакс. Джерелом живлення являється електростанція з напругою генераторів 10,5 кВ, напруга на головному пункті живлення підприємства для внутрішнього електропостачання 6,3 кВ.

Кожен студент отримує наступні індивідуальні значення:

довжина ЛЕП l, км;

максимальна розрахункова потужність Рмакс, МВт;

тривалість використання максимуму навантаження Тмакс в рік, год.

2. Вказівки до виконання роботи

Розрахунок виконується у наступному порядку:

вибирається тип лінії;

вибираються трансформатори для підвищувальної та понижуючої підстанцій;

будується заступна схема ЛЕП;

виконується розрахунок ЛЕП по ланкам;

оцінюються основні техніко-економічні показники.

Економічна щільність струму j обирається відповідно до тривалості використання максимуму навантаження в рік Тмакс із табл. 3.

Таблиця 3 - Економічна щільність струму.

Тривалість використання максимуму навантаження в рік, год.	Економічна щільність струму, А/мм2
	голі дроти	кабелі з паперовою ізоляцією і дроти з гумовою ізоляцією	кабелі з гумовою ізоляцією
	Мідний	Алюмі-нієвий	мідний	Алюмі-нієвий	мідний	Алюмі-нієвий
1000...3000	2,5	1,3	3,0	1,6	3,5	1,9
3000...5000	2,1	1,1	2,5	1,4	3,1	1,7
5000...8760	1,8	1,0	2,0	1,2	2,7	1,6

Розрахунковий струм у ЛЕП, А

.

Перетин дротів ЛЕП, мм2

.

Для споживачів першої категорії обирається ЛЕП із двох паралельних гілок з маркою дротів відповідно до табл. 4.

Питомий реактивний опір для ЛЕП напругою 110 кВ x0 = 0,4 Ом/км.

Повна максимальна розрахункова потужність для вибору трансформаторів, МВА

.



Таблиця 4. Сталеалюмінієві дроти.

Марка дроту	Маса 1 км, кг	Зовнішній діаметр дроту dдр, мм	Струмове навантаження, А	Активний опір при температурі +20 оС r0, Ом/км
			Зовні приміщення	усередині приміщення
АС-16	62	5,4	105	75	1,96
АС-25	92	6,6	130	100	1,27
АС-35	128	8,3	175	135	0,91
АС-50	193	9,9	210	165	0,63
АС-70	269	11,7	265	210	0,45
АС-95	431	13,9	330	260	0,33
АС-120	504	15,3	380	305	0,27
АС-150	623	17,0	445	365	0,21

Кількість трансформаторів n1 для підвищувальної підстанції з урахуванням росту навантаження і необхідністю регулювання напруги вибирається рівною двом (звичайно) або більше (табл. 5), загальна потужність котрих декілька більше повної максимальної розрахункової.

Таблиця 5. Двохобмоткові трансформатори для підвищення напруги.

Тип трансформатора	uк, %	Втрати, кВт	і0, %	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Повна вага, т
		Рх	Рк
ТД-40000/110	10,5	52	175	0,65	121	10,5	52,3
ТДЦ-80000/110	10,5	89	310	0,55	121	10,5	96
ТДЦ-125000/110	10,5	120	400	0,55	121	10,5	127

Кількість трансформаторів n2 для понижуючої підстанції з урахуванням припустимого перевантаження у години піку вибирається рівною двом (звичайно) або більше (табл. 6), загальна потужність котрих декілька менше повної максимальної розрахункової.

Таблиця 6. Двохобмоткові трансформатори для зниження напруги.

Тип трансформатора	uк, %	Втрати, кВт	і0, %	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Повна вага, т
		Рх	Рк
ТМН-2500/110	10,5	6,5	22,0	1,50	115	6,3	10,40
ТМН-6300/110	10,5	11,5	48,0	0,80	115	6,3	14,50
ТДН-10000/110	10,5	15,5	60,0	0,70	115	6,3	15,10
ТДН-16000/110	10,5	24,0	85,0	0,70	115	6,3	13,25
ТРДН-25000/110	10,5	30,0	120,0	0,70	115	6,3	20,00
ТРДН-32000/110	10,5	40,0	145,0	0,70	115	6,3	24,51
ТРДН-40000/110	10,5	50,0	160,0	0,65	115	6,3	28,20
ТРДЦН-63000/110	10,5	70,0	245,0	0,60	115	6,3	29,00
ТРДЦН-80000/110	10,5	85,0	310,0	0,60	115	6,3	36,30

Для подальшого розрахунку необхідна наявність усіх параметрів заступної схеми ЛЕП (рис.21).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Опори трансформаторів, Ом:

підвищувального:

активний;

індуктивний ;

понижувального:

активний ;

індуктивний .

Реактивна потужність холостого ходу групи трансформаторів, кВАР:

підвищувальних ;

понижувальних .

Опір повітряної лінії, Ом:

активний ;

реактивний ,

де N - кількість паралельних дротів у ЛЕП.

Розрахунок ЛЕП виконується по ланкам, починаючи зі сторони споживачів.

Третя ланка. Реактивна потужність, МВАР

.

Втрати потужності в ланці:

активні, МВт ;

реактивні, МВАР .

Втрати напруги у ланці, кВ:

подовжня складова ;

поперечна складова .

Потужність на початку третьої ланки:

активна, МВт ;

реактивна, МВАР .

Напруга на початку третьої ланки, кВ

.

Друга та перша ланка розраховуються аналогічно третій ланці з визначенням:

а) переданих активних потужностей в кінці і на початку ланок (Р1, Р2), а також реактивних потужностей в кінці і на початку ланок(Q1, Q2);

б) втрат потужності (ДР2, ДР1, ДQ2, ДQ1);

в) втрат напруги (ДU2, ДU1, дU2, дU1);

г) напруг на початку ланок (U1, U2).

При визначенні реактивної потужності, яка передається по ланкам, слід враховувати:

а) втрати потужності холостого ходу трансформатору (ДQн.х1) з уточненням його величини при дійсній розрахунковій напрузі, на котру увімкнені трансформатор;

б) ємнісну потужність лінії QC зі знаком „мінус”, кВАР

,

де - ємнісна провідність лінії.

Основні техніко-економічні показники ЛЕП:

коефіцієнт корисної дії ;

коефіцієнт потужності ;

загальні втрати напруги у ЛЕП .

Контрольна робота № 3. Розрахунок кабельних ліній по втраті напруги

1. Завдання

Виконати вибір перетину кабелів та визначити втрати напруги енергосистеми (рис.19), якщо напруга генератора Uг = 400 В; коефіцієнт потужності генератора 0,8; напруга приймачів Uп = 380 В; коефіцієнт

потужності приймачів 0,82; кабель від генератора до ГРЩ працює 24 години на добу; кабелі від ГРЩ до РЩ та від РЩ до приймачів працюють 10 годин на добу.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Кожен студент отримує наступні індивідуальні значення:

потужність генератора Рг, кВт;

потужність кожного з приймачів Рп, кВт;

ККД приймачів, %;

довжина кабелю від генератора до ГРЩ l1, м;

довжина кабелю від ГРЩ до РЩ l2, м;

довжина кабелю від РЩ до приймачів l3, м;

кількість приймачів n, шт..

2. Вказівки до виконання роботи

Розрахунок виконується у наступному порядку:

розраховуються робочі та розрахункові струми для кабелів;

вибираються кабелі;

виконується перевірка на термічну стійкість кабелів;

розраховуються втрати напруги.

Розрахунок робочих струмів виконується для всіх трьох частин кабельної лінії:

між РЩ і приймачами ;

між РЩ і ГРЩ , де kр = 1 - коефіцієнт різночасової роботи;

між генератором і ГРЩ .

При розташуванні кабелів у трубах, пучках та ін. значно погіршується охолодження, що можливо розглядати, як додаткове еквівалентне підвищення температури навколишнього середовища. Для збереження температури нагрівання кабельних жил при пучковій прокладці необхідно знижувати значення допустимих струмів. Для цього розраховується коефіцієнт k1.

При прокладці кабелів у трубах або жолобах довжиною більш 1,3 м значення k1 приймається відповідно 0,8 і 0,85.

При однорядному розташуванні кабелів у пучці значення k1 приймається 0,9; при дворядному k1 = 0,8; при трьохрядному і більше k1 = 0,6. Однак при цьому треба враховувати кількість кабелів, час роботи та їх взаємне розташування. Як правило у пучках з кількістю кабелів менше сьома погіршення теплового режиму роботи незначне, а значення коефіцієнту k1 можна приймати одиниці. У всіх випадках коли k1 становить менше одиниці його потрібно помножити на коефіцієнт k2, який враховує тривалість роботи кабелів під навантаженням



,

де tроб - час роботи кабелю під навантаженням за добу, год. Якщо добуток k1k2 більше одиниці, тоді він приймається рівним 1. Розрахункові струми для відповідних частин розраховуються по загальній формулі

.

Відповідно до отриманих значень розрахункових струмів для кожної із ланок обираються трьохжильні кабелі (табл. 2), при цьому припускають, що всі кабелі працюють у тривалому режимі.

Таблиця 2. Електричне навантаження на кабелі при нагріві до 65 оС і температурі навколишнього повітря 40 оС.

Кількість жил і перетин, мм2	Максимально-припустимий струм, А, в режимі
	тривалий	короткочасний, хв.	повторно-коротко-часний (ТВ), %
		15	30	60	25	40
3x1	14	21	18	16	28	22
3x1,5	18	27	23	20	36	28
3x2,5	24	37	31	25	48	38
3x4	32	53	43	39	64	51
3x6	40	67	55	48	80	63
3x10	55	102	81	69	110	87
3x16	70	132	104	89	140	111
3х 25	95	198	151	125	190	150
3x35	118	262	194	157	236	186
3x50	146	332	256	204	292	231
3x70	178	415	318	258	356	282
3x95	214	685	412	330	428	338
3x120	245	645	446	377	490	387
3x150	281	800	586	454	562	444
3x185	316	960	687	527	632	500
3х240	372	1120	865	651	744	588



Перевірка на термічну стійкість кабелів виконується за допомогою гранично припустимих втрат потужності на 1 м довжини пучка, при кількості завантажених кабелів у пучці більше 50% вони становлять

,

де a, b - відповідно висота та ширина прямокутника, у котрий вписано поперечний перетин пучка кабелів, м.

Якщо кількість завантажених кабелів у пучці менше 50%, то отримані припустимі втрати помножають на коефіцієнт

,

де k4 - співвідношення кількості завантажених кабелів до їх загального числа.

Таблиця 3. Активний опір кабелів при температурі 65 оС

Перетин жили, мм2	1	1,5	2,5	4	6	10	16	25
Активний опір, Ом/км	21,6	14,4	8,65	5,4	3,6	2,16	1,35	0,85
Перетин жили, мм2	35	50	70	95	120	150	185	240
Активний опір, Ом/км	0,617	0,432	0,309	0,227	0,18	0,144	0,118	0,092

Якщо пучок кабелів прокладено у трубі або жолобі, тоді максимально припустимі втрати потужності помножають відповідно на 0,64 чи 0,72.

Фактичні втрати потужності пучка кабелів

,



де n - число жил кабелю; І - тривалий робочий струм навантаження кабелю, А; R - активний опір (табл. 3) одного кілометра жили кабелю при 65 оС, Ом/км.

При цьому розрахунок втрат потужності кабелів, які працюють не в тривалому режимі, виконується по еквівалентному струму:

у повторно-короткочасному режимі

,

де t1 - час роботи під навантаженням, t2 - час відключення кабелю;

у переривчатому режимі

.

Кабельний пучок вважається задовільним, якщо , інакше необхідно розділити пучок кабелів на окремі або підвищити перетин кабелів.

Для отримання загальних втрат напруги у відсотках необхідно розрахувати втрати для кожної ділянки лінії

,

де - активний струм на відповідній ділянці; S - перетин жили, мм2.

Сумарні втрати напруги



.

Вимоги до енергомереж дотримані, якщо сумарні втрати напруги не перевищують 5%.

Контрольна робота № 4. Розрахунок статичного компенсатора реактивної потужності

1. Завдання

На промисловому підприємстві існує окрема підстанція з n трансформаторами потужністю Sт і напругою U = 10/0,38-0,23 кВ. Середньорічне навантаження на підстанцію Рс.н, при коефіцієнті потужності cosц = 0,7. Із загальної кількості реактивної потужності приймачі нижчої напруги споживають k = 60%. За рік конденсаторна батарея включена Твкл год.

Визначити потужність компенсатора для підвищення коефіцієнта потужності до 0,95 та виявити раціональний розподіл конденсаторів з боку нижчої та вищої напруги підстанції.

Кожен студент отримує наступні індивідуальні значення:

кількість трансформаторів підстанції n, шт.;

потужність кожного трансформатора підстанції Sт, кВА;

річний наробіток конденсаторної батареї Твкл, год;

середньорічне навантаження на підстанцію Рс.н, кВт.

2. Вказівки до виконання роботи

Розрахунок виконується у наступному порядку:

розраховується потужність статичного компенсатора;

виконується розподіл конденсаторних батарей між сторонами вищої та нижчої напруги;

вибираються кількість та потужність конденсаторів.

Загальна реактивна потужність статичного компенсатора, кВАР

,

де - тангенс кута зсуву фаз, який відповідає середньозваженому коефіцієнту потужності з урахуванням реактивної потужності, що віддається синхронними двигунами, до компенсації; - тангенс кута зсуву фаз, який відповідає потужності після компенсації.

Реактивне навантаження зі сторони нижчої напруги, кВАР

.

Раціональна потужність конденсаторів зі сторони нижчої напруги, кВАР

,

де М - коефіцієнт, що визначається з табл.8; rекв - еквівалентний активний опір трансформатора; л - коефіцієнт, що залежіть від типу підстанції.

Таблиця 8 - Коефіцієнт для розрахунку раціонального розподілу конденсаторів.

Річний наробіток конденсаторної батареї Твкл, год	6000	4000	2000
Коефіцієнт М	1,15	1,8	3,55

Еквівалентний активний опір трансформаторів визначається за допомогою їх паспортних даних (табл. 9), Ом

.

Таблиця 9 - Двохобмоткові трансформатори для зниження напруги.

Тип трансформатора	uк, %	Втрати, кВт	і0, %
		Рх	Рк
ТМ-1000/10	5,5	2,45	12,2	1,4
ТМ-1600/10	5,5	3,3	18,0	1,3
ТМ-2500/10	5,5	4,6	26,0	1,0
ТМ-4000/10	6,5	6,4	33,6	0,9
ТМ-6300/10	6,5	9,0	46,5	0,8

Коефіцієнт л для окремо збудованих підстанцій становить 0,8, для внутріцехових і прибудованих підстанцій при виконанні мереж шинами - 0,6, а при виконанні мереж дротами та кабелями - 0,4.

Потужність конденсаторів зі сторони вищої напруги, кВАР

.

Із табл. 10 вибираються конденсатори для батарей зі сторони нижчої і вищої напруги.

Кількість конденсаторів зі сторони нижчої напруги визначається як співвідношення до потужності одного, а для вищої напруги отриману кількість конденсаторів, що отримано діленням на потужність одного конденсатора.

Таблиця 10 - Косинусні конденсатори

Тип	Номінальна ємність, мкФ	Висота конденсатора, мм	Вага, кг
КС1-0,38-18-3У3	397	325	30
КС2-0,38-36-3У3	794	640	60
КС2-0,38-50-3У3	1102	640	60
КС1-10,5-37,5-2У3	1,08	325	30
КС2-10,5-75-2У3	2,16	640	60
КС2-10,5-100-2У3	2,9	640	60

Контрольна робота № 5. Розрахунок трансформаторної підстанції

1. Завдання

Вибрати кількість і потужність трансформаторів, якщо максимальне навантаження на шинах 110/6,3 кВ Sмакс при часі максимуму tмакс, середньодобове навантаження Sсер, коефіцієнт споживачів першої і другої категорії kІ,ІІ =75% від Sмакс. Кожен студент отримує наступні індивідуальні значення:

максимальна потужність навантаження Sмакс, кВА;

час максимуму навантаження tмакс, год.;

середньодобове навантаження Sсер, кВА.

2. Вказівки до виконання роботи

Розрахунок виконується у наступному порядку:

вибирається кількість та тип трансформаторів;

виконується перевірка на електропостачання споживачів І та ІІ категорій у аварійному режимі.

При наявності споживачів І та ІІ категорії необхідно встановлювати два трансформатори на підстанції.

Коефіцієнт заповнення графіка навантаження

.

По значенню коефіцієнта kз.г і часу максимуму навантаження tмакс знаходиться коефіцієнт допустимого навантаження kн (рис.22). Номінальна потужність трансформатора, кВА



.

Із табл.7 вибираються два трансформатора з найближчою потужністю до .

Таблиця 7. Двохобмоткові трансформатори для зниження напруги.

Тип трансформатора	uк, %	Втрати, кВт	і0, %
		Рх	Рк
ТМ-1000/10	5,5	2,45	12,2	1,4
ТМ-1600/10	5,5	3,3	18,0	1,3
ТМ-2500/10	5,5	4,6	26,0	1,0
ТМ-4000/10	6,5	6,4	33,6	0,9
ТМ-6300/10	6,5	9,0	46,5	0,8

Коефіцієнт завантаження в нормальному режимі при максимумі

.

Відповідно до існуючих стандартів при виникненні аварійного режиму припустимо перевантаження трансформатору на 40%, тому перевірка на забезпечення споживачів І і ІІ категорій у аварійному режимі виконується наступним шляхом:

.

електроенергетика статичний трансформаторний високовольтний

Якщо остання нерівність дотримується, тоді вибрані трансформатори забезпечують електропостачання як у нормальному, так і у аварійному режимах.



Размещено на http://www.allbest.ru/



Рекомендована література

1. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок, М.: Высш. школа, 1975. - 360 с.

2. Сибикин Ю. Д., Сибикин М. Ю., Яшков В. А. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. М.: Высш. школа, 2001. - 336 с.

3. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий / Под ред. А.А.Федорова, Г.В. Сербиновского. М.: Энергия, 1980. - 420 с.

4. Голота А.Д. Автоматика в електроенергетичних системах: Навч. посіб. К.: Вища шк., 2006. 367 с.

Размещено на Allbest.ru

...