82655

Расчет нагрузок и определение параметров элементов в СЭС

Курсовая

Энергетика

От силового пункта СП 1 получают питание: n1 вытяжных вентиляторов мощностью Рн1 кВт n2 конвейеров мощностью Рн2 кВт n3 водонагревателей мощностью Рн3 кВт n4 полировальных станков мощностью Рн4 кВт n5 шлифовальных станков мощностью Рн5 кВт n6 шлифовальных станков мощностью Рн6 кВт.

Русский

2015-03-01

643.28 KB

1 чел.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ УКРАИНЫ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ УКРАИНЫ

«КИЕВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ»

Институт энергосбережения и энергоменеджмента

Кафедра электроснабжения

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по курсу «Системы электроснабжения»

Вариант № 10

Руководитель курсового проекта: Выполнила:

студентка  Пецкова О.О.  

           Попов В.А.                 (фамилия, инициалы)

     (фамилия, инициалы) ___________________________  

Работа защищена с оценкой:                                                  (подпись, дата)                

_________________________________ гр. ОН-81  

(оценка, подпись руководителя)                                                                     

«___»_____________2011 г. Зачетная книжка № ОН-81-12

Киев - 2011

Содержание:

  1.  Введение ………………………………………………………….………. 3
  2.  Часть 1 ………………………………………………………….………… .4
  3.  Условия заданий …………………………………………………... 5
  4.  Схема ………..………………………………………………….…. .7
  5.  Задание 1 …………………...…………………………………….... 8
  6.  Задание 2 …………………………..…………………………….. .11
  7.  Задание 3 ………………………………..……………………….. .14
  8.  Задание 4 …………………………..……………………………... 22
  9.  Задание 5 …..……………………………………………………....25
  10.  Задание 6……………………………………………………………26
  11.  Задания 7 …....………………………………….…………………. 28
  12.  Задания 8…………………………………………………………....29
  13.  Часть 2 …………………………………………………………………. ...31
  14.  Условия заданий ……………………….………………………. …32
  15.  Схема ..……………………………………………………………. .33
  16.  Задание 1. Метод поэлементного расчета.........………………… 35
  17.  Задание 2 . Метод средних нагрузок………..………………… …38
  18.  Выводы ………………………………………………………………….. .42
  19.  Список использованной литературы ………………………………… ...43

Введение

Курсовой проект выполнен следующим образом:

  1.  Объем работы: 43 стр. формата А4;
  2.  Количество рисунков: 6 шт.;
  3.  Количество таблиц: 13 шт.;
  4.  Библиография: 4 наименования.

Курсовой проект состоит из двух частей: в первой части ведется расчет нагрузок и определение параметров элементов в СЭС; во второй части ведется расчет годовых потерь и построение закона регулирования на ЦП.


ЧАСТЬ 1


Задание

 Определить расчетные нагрузки и выбрать параметры элементов системы электроснабжения, представленной на Рис.1. Указанные расчеты включают в себя следующие этапы:

  1.  Определить расчетную нагрузку силовых пунктов СП 1, СП 2, щита освещения ЩО, а также на шинах НН трансформатора цеховой трансформаторной подстанции ТП 1.

От силового пункта СП 1 получают питание:

 n1 вытяжных вентиляторов мощностью Рн1 кВт,

 n2 конвейеров мощностью Рн2 кВт,

 n3 водонагревателей мощностью Рн3 кВт,

 n4 полировальных станков мощностью Рн4 кВт,

 n5 шлифовальных станков мощностью Рн5 кВт,

 n6 шлифовальных станков мощностью Рн6 кВт.

От силового пункта СП 2 получают питание:

 n5 шлифовальных станков мощностью Рн5 кВт,

 n6 шлифовальных станков мощностью Рн6 кВт,

 n7 фрезерных станков мощностью Рн7 кВт,

 n8 фрезерных станков мощностью Рн8 кВт,

 n9 механических прессов мощностью Рн9 кВт,

 n10 токарных станков мощностью Рн10 кВт.

Удельная осветительная нагрузка цеха площадью F м2 составляет pуд кВт/м2. Исходные данные для расчета приведены в Таблице Д1.

  1.  Найти расчетную нагрузку на вводах зданий A, B, C, D, а также на шинах НН трансформаторной подстанции ТП 5. Данные для расчета приведены в Таблице Д2.

  1.  Выбрать сечение линий низкого напряжения, питающих здания A, B, C, D. Допустимая потеря напряжения составляет 5%. Длины участков сети l (м) приведены в таблице Д3.

  1.  Определить сечение линий Л1 и Л2 распределительной сети 10 кВ. Нагрузки SТП (кВА) для ТП2 - ТП4 приведены в Таблице Д5.

  1.  Определить ожидаемую величину недоотпущенной электроэнергии в воздушной линии Л3. Параметры надежности: удельная повреждаемость линии  (отказ/год на км линии), среднее время восстановления электроснабжения  (час), среднее время локализации повреждения  (час), а также нагрузки узлов S1 - S15 (кВА) и длины участков l (км) приведены в Таблицах Д6, Д7.

  1.  Определить уровень снижения ожидаемой величины недоотпущенной электроэнергии после установки в линии Л3 разъединителей на участках, указанных в Таблице Д8.

  1.  Определить расчетную  нагрузку на шинах п/ст 110/10 кВ, учитывая нагрузку линий Л1, Л2, Л3, а также присоединенную нагрузку. Значение присоединенных SI и SII (мВА) наведены в Таблице Д9.

  1.  Проверить возможность использования на п/ст. трансформатора мощностью  Sтрн < Smax, если суммарная нагрузка трансформатора изменяется на протяжении суток в соответствии с графиком, представленным в относительных единицах. Длительность каждой ординаты 2 часа.

Задание 1.

Начальные данные:

n1

1

Рн1, кВт

20

F, м2

10000

n2

3

Рн2, кВт

10

pуд, кВт/м2

0,02

n3

2

Рн3, кВт

8

n4

2

Рн4, кВт

15

n5

16

Рн5, кВт

4,5

n6

10

Рн6, кВт

6,5

n7

12

Рн7, кВт

8,5

n8

8

Рн8, кВт

2,4

n9

3

Рн9, кВт

26

n10

24

Рн10, кВт

5

По начальным данным проводим расчет электрических нагрузок .

ЭП

Рн

Ки

cos /

tg 

Средн. нагр.

n

nэ

Kp

Расч. нагр.

Рн

Рср

Qср

Рр

Qp

Sp

СП1

1

Вытяж. вент

20

20

0,2

0,8/0,75

4,0

3,0

1

2

Конвейер

10

30

0,4

0,7/1,02

12,0

12,2

3

3

Водонагрев.

8

16

0,8

0,92/0,42

12,8

5,4

2

4

Полир. стан.

15

30

0,15

0,5/1,73

4,5

7,8

2

5

Шлиф. стан.

4,5

72

0,25

0,5/1,73

18,0

31,1

16

6

Шлиф. стан.

6,5

65

0,25

0,5/1,73

16,3

28,1

10

СП1

233

0,29

67,55

87,65

34

23

1

67,6

87,65

110,7

СП2

1

Шлиф. стан.

4,5

72

0,25

0,5/1,73

18

31,14

16

2

Шлиф. стан.

6,5

65

0,25

0,5/1,73

16,25

28,11

10

3

Фрез. стан.

8,5

102

0,3

0,7/1,02

30,6

31,21

12

4

Фрез. стан.

2,4

19,2

0,3

0,7/1,02

5,76

5,88

8

5

Мех. пресс

26

78

0,2

0,85/0,62

15,6

9,67

3

6

Токарн. стан

5

120

0,25

0,6/1,33

30

39,90

24

СП2

456,2

0,255

116,2

145,9

73

35

1

116,2

145,9

186,5

силовых ЭП

689,2

0,267

183,8

233,6

107

53

0,68

124,96

158,8

202,1

ЩО

190

76,9

205,0

Итого НН ТП

315,0

235,7

393,4

В качестве начальных данных имеем единичную мощность ЭП и их количество. Со справочной таблицы 1 «Характеристики промышленного электрооборудования» находим их коэффициент использования Ки и коэффициент мощности cos .

Примечание: я допустила, что водо- и воздухонагреватель имеют идентичные показатели Ки и cos .

tg  высчитывается с помощью тригонометрической формулы

Алгоритм расчета:

  1.  Находим общую номинальную мощность всех ЭП, [кВт]:

  1.  Определяем среднюю активную нагрузку группы ЭП, [кВт]:

  1.  Определяем среднюю реактивную нагрузку группы ЭП, [кВАр]:

  1.  Подсчитываем суммарное количество ЭП для каждого силового пункта, сумму их номинальных, [кВт], средних активных, [кВт], и реактивных, [кВАр], мощностей:

  1.  Вычисляем коэффициент использования для всего силового пункта:

  1.  Находим эффективное число ЭП. Если отношение , тогда можно утверждать, что . Но для обоих СП это неравенство не выполняется, поэтому определяем nэ по формуле:

  1.  С помощью справочных таблиц 2 и 3, имея значения группового коэффициента использования и эффективное число ЭП, определяем Кр для обоих СП и их суммы с помощью интерполяции.
  2.  Находим расчетную активную нагрузку, [кВт]:

  1.  Определяем расчетную реактивную нагрузку, [кВАр]. Так как эффективное количество ЭП больше десяти, то:

  1.   Находим полную расчетную мощности всего СП, [кВА]:

Такой алгоритм имеет место при расчете суммарной мощности силовых потребителей.

Для определения осветительной нагрузки (ЩО) используем метод удельной плотности нагрузки. Коэффициент спроса составляет 0,95, коэффициент мощности cos .= 0,92 (tg  = 0,426)

Итого, имея активную и реактивную расчетную нагрузку для обоих силовых пунктов и щита освещения, есть возможность рассчитать нагрузку на шинах НН трансформатора цеховой трансформаторной подстанции:

Задание 2.

Найти расчетную нагрузку на вводах в здания.

А) Школа 1000 учеников с пищеблоком.

B) Отель на 400 мест.

C) ж/д, 16 эт., 2 секц., 128 кв., эл. плиты.

D) ж/д, 9 эт., 4 секц., 216 кв., газ. плиты.

Общая формула для расчета мощностей жилых домов:

где:  - активная расчетная мощность квартир, [кBт],

     - активная расчетная мощность силовых установок, [кВт],

     - удельная активная мощность одной квартиры, [кВт/квартиру]. Параметр зависит от количества квартир в доме и от типа и мощности приборов пищеприготовления. Находится в справочной таблице 5 «Удельные расчетные электрические нагрузки жилищ 1го и 2го видов»

     - количество квартир в доме.

     - коэффициент спроса лифтовых установок, зависит от этажности дома и количества лифтов. Находится из справочной таблицы 7 «Коэффициенты спроса для лифтовых установок».

     - количество лифтов в здании. Принято, что при количестве этажей до 5ти - лифты отсутствуют, при этажности 5-16 этажей - по одному пассажирскому лифту на секцию мощностью 6,5 кВт, при 16+ этажей - один пассажирский лифт 6,5 кВт, и один грузовой 9,5 кВт.

     - мощность лифтовых установок, [кВт].

     - коэффициент реактивной мощности, ищется по справочной таблице 8 «Расчетные коэффициенты мощности»

Уточнение. Для расчетов я приняла, что мощность электроплит не более 8,5кВт.

С)

  

D)

  

Для административно-общественных зданий формула расчета мощностей:

,

но в этом случае удельная мощность не зависит от N.

Значения и находятся из справочной таблицы 6 «Ориентировочные удельные расчетные электрические нагрузки домов и сооружений (помещений) общественного предназначения»

А)

  

В)

  

Для определения нагрузки на шинах НН ТП5 используют формулу:

где  - наибольшая рассчитанная активная мощность среди всех потребителей, [кВт],

     - реактивная мощность потребителя с наибольшей активной мощностью, [кВАр]

     - коэффициент совмещения максимумов нагрузки между потребителем с наибольшей активной мощностью и потребителем с мощностью . Этот показатель находится из справочной таблицы 11 «Коэффициенты участия в максимуме нагрузки».

Находим расчетную нагрузку на шинах НН трансформаторов ТП5:

Задание 3.

Определение сечений линий низкого напряжения, питающих здания.

Имеем следующую схему подключения потребителей к ТП5:

Как видно, каждое здание запитывается от двух трансформаторов. Это значит что от каждого трансформатора питается 50% ЭП в нормальном режиме, и 100% ЭП в послеаварийном режиме.

Значит, для выбора сечения по допустимому току в нормальном режиме необходимо разделить потребителей «надвое». Итого, имеем следующих «полупотребителей»:

А) Школа 500 учеников с пищеблоком.

B) Отель на 200 мест.

C) ж/д, 16 эт., 1 секц., 64 кв., эл. плиты.

D) ж/д, 9 эт., 2 секц., 108 кв., газ. плиты.

Уточнения аналогичны уточнениям в задании 2.

Строгого удвоения нагрузки не будет, так как удельные мощности двух домов с, например, 100 квартирами, не будут равны удельной мощности дома с 200 квартирами при прочих равных условиях.

А)

  

B)

  

C)

  

D)

  

Расчет токовых нагрузок на участках (для каждой из 2х линий):

где  - расчетные мощности потребителя, [кВт] и [кВАр] соответственно,

     U - значение напряжения, [кВ].

Согласно варианту задания, длины линий составляют:

           

Выбираем сечения линий по формуле:

где - удельное сопротивление материала кабеля, []

    - номинальное напряжение, [В]

    - допустимая потеря напряжения, [%]

Прокладываем кабели с медными жилами,

Кабели четырехжильные, рассчитанные на напряжение до 1 кВ.

Проверка по условию  и по величине потерь напряжения:

где  - коэффициент, учитывающий среднегодовую температуру грунта. В расчетах не использую так как нет данных о температуре.

    - коэффициент, учитывающий количество проложенных параллельно кабелей. Для одного кабеля в траншее

В нормальном режиме допустимый уровень потерь напряжения составляет 5%.

Итого:

Для участка ТП-А:

Поэтому выбираем кабель большего сечения, а именно (4х50),  Проверка по новому сечению:

Условие допустимой потери напряжения в нормальном режиме:

Потеря напряжения в нормальном режиме определяется как:

для кабеля с медными жилами сечением 50 мм2

Выбранное сечение подходит.

Для участка ТП-В:

Поэтому выбираем кабель большего сечения, а именно (4х50),

Проверка по новому сечению:

для кабеля с медными жилами сечением 50 мм2

Выбранное сечение подходит.

Для участка ТП-С:

Поэтому выбираем кабель большего сечения, а именно (4х70),

для кабеля с медными жилами сечением 70 мм2

Условия соблюдены.

Для участка ТП-D:

Поэтому выбираем кабель большего сечения, а именно (4х50),

для кабеля с медными жилами сечением 50 мм2

Выбранный кабель (4х50) соответствует условию.

Проверка по послеаварийному режиму и по величине потерь напряжения:

Если рассматривать самый тяжелый случай п/а режима, то согласно ему, оставшийся в работе трансформатор будет питать 100% всех ЭП, подключенных к нему, то есть, будет питать полные мощности потребителей А, В, С и D.

Мощности этих потребителей были рассчитаны в Задании 2:

А)         

B)         

C)      

D)       

Расчет токовых нагрузок на участках (для оставшейся в работе одной питающей линии от ТП к ЭП):

Условие допустимости выбранного сечения:

Для участка ТП-А:

Прокладываем в траншее параллельно 2 кабеля (4х50),  , на расстоянии 100 мм между ними ()

 

Собственно, потеря напряжения в п/а режиме определяется как:

Так, как , то

Для участка ТП-В:

Прокладываем кабель  (4х95),

Для участка ТП-С:

Прокладываем в траншее параллельно 2 кабеля (4х50), , на расстоянии 100 мм между ними ()

 

Для участка ТП-D:

Прокладываем кабель  (4х95),

При расчетах все условия выбора сечений соблюдены, поэтому можно утверждать, что сечения для питания потребителей следующие (все кабели предназначены для прокладывания в земле, с медными жилами):

A) 2 параллельно проложенных кабеля (4х50) на расстоянии 100 мм;

B) кабель (4х95);

C) 2 параллельно проложенных кабеля (4х50) на расстоянии 100 мм;

D) кабель (4х95).

Задание 4.

Определение сечения распределительных линий 10 кВ.

Имеем следующую схему присоединения ТП к линии:

При даной схеме подключения, в нормальном режиме работает только 1 тр-р от каждой из линий. В п/а режиме (при выходе из строя одной из распределительных линий), вся нагрузка приходиться на оставшуюся в работе линию.

Согласно условию:

, кВА

520

, кВА

400

, кВА

350

(по результатам задания 1) составляет 393,4 кВА.

(по результатам задания 3) составляет кВА.

- по условию задачи

Тогда активная мощность:

кВт

кВт

кВт

кВт

кВт

Реактивная мощность:

кВар

кВар

кВар

кВар

кВар

Расчёт мощности на головном участке по формуле:

где  - коэффициент совмещения максимумов нагрузок трансформаторов в зависимости от их количества (таблица 9).

Принимаем, что у нас коммунально-промышленные зоны (65% и больше нагрузки промышленных и общественных зданий и до 35% нагрузки жилых зданий). Для 5ти тр-ров  , для 10ти  .

В нормальном режиме:

 кВА

Токовая нагрузка

Выберем трехжильный алюминиевый кабель на 10 кВ, прокладываемый в земле, сечением 35 мм2 ().

Условие  выполняется.

В послеаварийном режиме:

При расчете нагрузки на головном участке (все ТП от 1й линии) нагрузки удваиваются, кроме нагрузки на ТП 5.

кВА

Токовая нагрузка

Условие допустимости выбранного сечения в п/а режиме:

Так как  и  принимаем равными единице, то:

Ближайшее большее сечение 50 мм2 (). Кабель алюминиевый, трехжильный на 10 кВ, прокладываемый в земле.

Итог: для прокладывания в земле кабельных линий 10 кВ Л1 и Л2 был выбран трехжильный алюминиевый кабель напряжением 10 кВ с сечением 50мм2.

Задание 5.

Определение ожидаемой величины недоотпущенной электроэнергии в воздушной линии Л3.

Резерв

Схема ВЛ:

Р14

РП

Р7

Р3

Р13

Р12

Р9

Р10

Р6

Р5

Р2

Данные для расчета:

l1-2, км

0,8

l8-9, км

1,3

Р2, кВт

25

, 1/км

0,15

l2-3, км

0,3

l9-10, км

0,5

Р3, кВт

30

l3-4, км

0,6

l8-11, км

1,5

Р5, кВт

100

, час

4

l4-5, км

0,1

l11-12, км

0,3

Р6, кВт

30

час

1

l5-6, км

0,3

l12-13, км

1,2

Р7, кВт

50

l4-7, км

0,9

l11-14, км

1,4

Р9, кВт

60

Разъединители:

l7-8, км

0,9

Р10, кВт

20

3-4

Р12, кВт

210

8-11

Р13, кВт

100

Р14, кВт

35

<----- Резерв

Общая формула для определения ожидаемой величины недоотпущенной ЭЭ:

где  - показатель удельных повреждений, [повреждений в год на 1 км линии];

     - мощность i-того потребителя, [кВт];

     - время восстановления электроснабжения для i-того потребителя при повреждении линии на участке длиной , [час].

Задание 6.

Задача решается с помощью структурно-логической матрицы.

Структурно-логическая матрица для случая с наличием резерва и коммутационных аппаратов:

участки     [км]

узлы

[кВт]

1-2

2-3

3-4

4-5

5-6

4-7

7-8

8-9

9-10

8-11

11-12

12-13

11-14

Wнед, [кВт]

Р2

50,25

Р3

60,3

Р5

408

Р6

122,4

Р7

204

Р9

244,8

Р10

81,6

Р12

1272,6

Р13

606

Р14

212,1

Всего:

3262,05

Последний столбик матрицы отвечает за количество недоотпущенной ЭЭ для каждого узла. Например, для узла 2:

В этой формуле:

0,15 - величина

25 - мощность узла

4 - время

(0,8+0,3) - сумма длин участков, при повреждении которых для восстановления снабжения узла Р2 нужно время

1 - время

(0,6+0,1+…+1,4) - длины участков, при повреждении которых для восстановления снабжения узла Р2 нужно время

Аналогично определяются величины недоотпущенной ЭЭ для каждого узла, затем суммируются и находится общая величина недоотпущенной ЭЭ для всей воздушной линии Л3 (3262,05 кВт).

Если рассматривать случай без коммутационных аппаратов и резерва, то все ячейки матрицы будут заполнены лишь показателем времени ремонта: повреждение любого участка линии приведет к прекращению питания всех узлов.

Поэтому суммарная величина недоотпущенной ЭЭ может быть посчитана по формуле:

Итого, уровень снижения ожидаемой величины недоотпущенной электроэнергии после установки в линии Л3 разъединителей на участках будет составлять разность величин  для случая без разъединителей и с ними:

Задание 7.

Определение расчетной  загрузки на шинах п/ст 110/10 кВ, учитывая нагрузку линий Л1, Л2, Л3, а также присоединенную нагрузку.

Параметры для проверки перенагрузочной способности трансформаторов п/ст.: S (мВА) – присоединенная нагрузка, - пронормированые значения ординат общего  графика нагрузки трансформаторов п/ст.

ПАРАМЕТРИ

мВА

S1, S2

85

0,8

0,7

0,8

0,9

0,6

0,8

0,9

1,0

1,0

0,5

0,3

0,2

Найдем полную нагрузку линии Л3, считая cosφ=0,9:

1440,7+733,33+85000=87,17 МВА

1440,7+85000=86,44 МВА

МВА

Задание 8.

Проверка возможности использования на п/ст. трансформатора мощностью  Sтрн < Smax, если суммарная нагрузка трансформатора изменяется на протяжении суток в соответствии с графиком, представленным в относительных единицах. Длительность каждой ординаты 2 часа.

Ближайший трансформатор (ТДН−63−115/6,3).

Найдем абсолютные значения

;

;

;

;

;

;

;

.

Определим коэффициент начальной нагрузки:

Коэффициент перегрузки:

Коэффициент максимальной нагрузки:

;

0,9;

Так, как , то ,год.

Принимаем температуру и по таблице 12  выбираем методом интерполяции коэффициент допустимой нагрузки:

, то есть трансформатор  нельзя использовать при заданном графике нагрузки.

ЧАСТЬ 2


Условия заданий

Определить готовые потери электрической энергии в линии 35 кВ и трансформаторах подстнции 35/10 кВ номинальной мощностью (рис.3, рис.4), используя поэлементный расчет и метод средних нагрузок. Составить баланс годовых потер электроэнергии.

Параметры воздушной линии 35 кВ (сечение F мм2 и длина L км), номинальная мощность и параметры трансформаторов 35/10 кВ приведены в Таблице Д10. От подстанции 35/10 кВ питаются две группы потребителей: S1 и S2. Потребители S1 работают n1 суток согласно графика  и n2 суток по графику . Соответственно, потребители S2 работают n1 суток согласно графика  и n2 суток по графику . Остальное время (365 - - n1 - n2 суток) трансформаторы и линия отключены.

Четырехступенчатые (продолжительность каждой ступени 6 часов) суточные графики нагрузки в относительных единицах (), и максиманые нагрузки каждого потребителя (P1max, Q1max, P2max, Q2max) приведены в Таблицах Д11, Д12.

Годовой отпуск электрической энергии W1, W2 и максимальная годовая нарузка линий Л1 (P1max, Q1max) и Л2 (P2max, Q2max) приведены в Таблице Д13, Д14)



Начальные данные:

Параметри линии и трансформаторов:

Линия 35 кВ

Трансформаторы 35/10 кВ

F, мм2

L, км

Sтрн, МВт

Рхх, кВт

Ркз, кВт

Uкз, %

Ixx, %

150

30

16

23

90

8

0,75

Нагрузка потребителей S1 и S2:

Параметры

Значения

n1

240

, , о.е.

0,3

, , о.е.

0,5

, , о.е.

1

, , о.е.

0,8

n2

110

, , о.е.

0,4

, , о.е.

0,3

, , о.е.

0,7

, , о.е.

0,9

P1max, МВт

11

Q1max, МВАр

5

WP1, МВт∙год

57882

WQ1, МВАр∙год

26310

Параметры

Значения

n1

240

, , о.е.

0,7

, , о.е.

1

, , о.е.

0,9

, , о.е.

0,4

n2

110

, , о.е.

0,6

, , о.е.

0,8

, , о.е.

0,7

, ,о.е.

0,4

P2max, МВт

12

Q2max, МВАр

6

WP2, МВт∙год

71640

WQ2, МВАр∙год

35820

Отпуск электроэнергии в сеть:

Параметры

Значения

WPл1, МВт∙год

68726

Pл1max, МВт

11,78

WQл1, МВАр∙год

42055

Qл1max, МВАр

7,59

WPл2, МВт∙год

68726

Pл2max, МВт

11,78

WQл2, МВАр∙год

42055

Qл2max, МВАр

7,59


Метод поэлементного расчета

Расчет нагрузки потребителей на каждой ступени графика.

Для первой группы потребителей:

  1.  период :

;

    ;

    ;

  1.  период :

   ;

   ;

    .

Расчет потерь нагрузки в 1 и 2 трансформаторах на каждой ступени графика.

1) период :

;

;

  1.  период :

;

        .

Аналогичные расчеты проводим для каждой ступени периодов работы та как для первой группы потребителей, так і для второй группы.

Расчет для первой группы потребителей:

Период

Ступень

График

P1, МВт

Q1, МВАр

S1,МВА

Pтр1,кВт

Qтр1,кВАр

n1

1

0,3

3,3

1,5

3,62

4,1

32,76

2

0,5

3,5

2,5

4,3

3,25

46,23

3

1,0

11

5

12,08

25,65

364,82

4

0,8

8,8

4

9,67

16,44

233,77

n2

1

0,4

4,4

2

4,83

4,1

58,32

2

0,3

3,3

1,5

3,62

2,3

32,76

3

0,7

7,7

3,5

8,46

12,58

178,93

4

0,9

9,9

4,5

10,87

20,77

295,39

Расчет для второй группы потребителей:

Период

Ступень

График

P2, МВт

Q2, МВАр

S2,МВА

Pтр2.нагр,кВт

Qтр2.нагр,кВАр

n1

1

0,7

8,4

4,2

9,39

15,5

220,43

2

1,0

12

6

13,42

31,66

450,24

3

0,9

10,8

5,4

12,07

25,61

364,21

4

0,4

4,8

2,4

5,37

5,07

72,09

n2

1

0,6

7,2

3,6

8,05

11,39

162,01

2

0,8

9,6

4,8

10,73

20,24

287,83

3

0,7

8,4

4,2

9,39

15,5

220,43

4

0,4

4,8

2,4

5,37

5,07

72,09

Расчет реактивных потерь холостого хода в трансформаторе.

Определим нагрузку на шинах ВН 1 и 2 трансформаторов на каждой ступени графика нагрузки:

    

 Расчеты для других ступеней графика приведены в таблице.

Погонные сопротивления для заданного сечения воздушнойн линии:

r0=0,198 Ом/км

х0=0,422 Ом/км

Найдем активное и реактивное сопротивление линии:

;

 .

Активные и реактивне  потери в линии:

;

.

Расчеты для других ступеней графика наведены в таблице.

Расчет суммарной нагрузки в конце линии и  потерь:

період

ступінь

P, кВт

Q,кВАр

Pл,кВт

Qл,кВАр

n1

1

11765,6

6193,19

428,6

913,5

2

15580,91

9236,47

795,4

1695,29

3

21897,26

11369,03

1475,9

3145,6

4

13667,51

6945,86

569,87

1214,56

n2

1

11661,49

6060,33

892,49

1902,18

2

12968,54

6860,59

521,87

1112,28

3

16174,08

8831,72

823,36

1754,83

4

8339,36

7507,48

305,26

650,6

Определим  потери  активной и реактивной энергии в трансформаторах:

Потери  активной и реактивной энергии в линии:

  

Определим суммарные потери в трансформаторе 35/10 кВ  и  линии 35 кВ:

8065202,463037,2  

12612415,4538287,613150703 

Метод средних нагрузок

Расчет этим методом подразумевает то, что в наличии нет графика нагрузки вообще, есть только информация о средних нагрузках.

Расчет потерь в первом трансформаторе:

Нахождение числа часов максимальной нагрузки:

Общее число часов работы:

Определение средних нагрузок:

Определение потерь в трансформаторе:

Коэффициент формы графика:

Итого, величина потерь мощности в трансформаторe составит:

Аналогичный расчет ведется для второго трансформатора:

Итого, величина потерь мощности в трансформаторe составит:

Расчет потерь холостого хода в трансформаторах:

Так как трансформаторы по условию одинаковы, то:

Расчет потерь в линиях Л1 и Л2:

Мощность, протекаемая в линии:

        =

Ток в линии:

Кабели с алюминиевыми жилами, для сечения в 150 мм2:

r0=0,206 Ом/км

x0=0,079 Ом/км

R=r0l=6,18 Ом

Х=х0l=2,37 Ом

Величина потерь в линии:

Суммарные потери энергии:

Сравнение методов расчета потерь.

Сведем полученные расчетным путем  данные в таблицу:

Метод

Wакт , МВт·час

Wреакт МВар·час

погрешность, %

Поэлементный расчет

активные

реактивные

Средних нагрузок

2,11

2,35

Так как поэлементный расчет считается точнее, поэтому погрешность результатов считаем относительно данного метода. Данные погрешности являються вполне допустимыми.

Таким образом, выбор метода расчета потерь ЭЭ зависит от наличия информации о рассчитываемой СЭС.

Выводы

В этом курсовом проекте передо мной была возложена задача ознакомиться и научиться решать задачи проектной части систем электроснабжения. В процессе работы я получила необходимые умения и навыки решения задач расчета нагрузок и выбора параметров системы электроснабжения: определение расчетной нагрузки коммунально-бытовых, промышленных потребителей; выбора номинальной мощности трансформаторов; определения сечения линий как высокого, так и низкого напряжения; определения величины недоотпущенной электроэнергии; определения годовых потерь электрической энергии в линии 35 кВ и трансформаторах подстанции 35/10 кВ и т.д.


Список использованной литературы:

  1.  Зорін В.В . Тисленко В.В «Системи електропостачання загального призначення» - Чернігів, 2005
  2.  Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Барыбина и др. / - М.: Энергоиздат, 1990. - 576 с.
  3.  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.
  4.  Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 648  с.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

31781. Роль и значение федеральных стандартов аудиторской деятельности 42 KB
  В России где в настоящее время происходит переход от жестко регулируемой континентальной системы бухгалтерского учета к англоамериканской разработка аудиторских правил стандартов ведется самостоятельно с учетом положений международных стандартов аудита. Федеральные правила стандарты базируются на международных стандартах аудита. Правила стандарты аудиторской деятельности это как отмечается в законе об аудиторской деятельности в Российской Федерации единые требования к порядку осуществления аудиторской деятельности оформлению и...
31782. Роль МСА 30 KB
  Национальный стандарт существует в Англии Канаде США Швеции по требованию МСА в этих странах все таки принимаются к сведению в практической деятельности. Правила стандарты аудиторской деятельности единые требования к порядку осуществления аудиторской деятельности оформлению и оценке качества аудита и сопутствующих ему услуг а также к порядку подготовки аудиторов и оценке их квалификации. Стандарты аудиторской деятельности подразделяются на: федеральные правила стандарты аудиторской деятельности; внутренние стандарты аудиторской...
31783. Роль финансового анализа в аудиторской деятельности 29 KB
  Значимость аудиторской проверки с точки зрения собственника инвестора заключается не только в получении информации о достоверности финансовых результатов предприятия и соответствии учетной политики действующему законодательству но и в овладении следующей аналитической информацией для обоснованности принятия решения по управлению инвестициями: динамика предприятия рост стабильность спад; структура капитала предприятия: предполагает ли данная структура риск для вложенного капитала; место предприятия среди других предприятий данной отрасли...
31784. Рынок: сущность, условия и причины возникновения, субъекты, структура, инфраструктура, функции 43 KB
  Существует обыденное и экономическое понятие рынка. В сфере обмена рынка выступают два собственника собственник товара и собственник денег. При этом реализуются две основные стороны рынка: удовлетворение платежеспособного спроса потребителей и возмещение в денежной форме стоимости произведенной и доставленной на рынок продукции. Поэтому экономическое определение рынка Самуэльсон характеризует так: Рынок это упорядоченная структура посредство которой взаимодействуют продавцы и покупатели товара чтобы определить его цену и...
31785. СЕГМЕНТИРОВАНИЕ БУХГАЛТЕРСКОЙ ИНФОРМАЦИИ 31.5 KB
  Формулируются задачи которые должны быть решены в ходе проверки каждого сегмента устанавливаются совокупности элементов натуральных единиц или документов которые должны быть подвергнуты проверке для решения указанных задач. Задачи проверки соответствующего сегмента вытекают из критериев существования возникновения прав и обязанностей полноты оценки точности представления и раскрытия. Указанные критерии определены федеральным правилом стандартом аудиторской деятельности № 5 Аудиторские доказательства и обеспечивают достаточные...
31786. Система межбюджетных отношений в Российской Федерации 41.5 KB
  Межбюджетные отношения это отношения между органами государственной власти на различных уровнях а также органами местного самоуправления по поводу формирования и использования бюджетных средств и обеспечения бюджетного процесса. Для того чтобы правильно раскрыть сущность межбюджетных отношений необходимо раскрыть понятие бюджетного федерализма как их определенного типа. Под бюджетным федерализмом понимают форму организации межбюджетных отношений в федеративном государстве.
31787. Система нормативного регулирования аудиторской деятельности в РФ. Федеральный закон «Об аудиторской деятельности» 37.5 KB
  Федеральный закон Об аудиторской деятельности. К правовым и законодательным документам по аудиторской деятельности в РФ относятся: Гражданский кодекс РФ; Федеральный закон Об аудиторской деятельности N 307 от 30122008 в ред. N 80 О вопросах государственного регулирования аудиторской деятельности в РФ ; Положение о лицензировании аудиторской деятельности утвержденное Постановлением Правительства РФ от 29 марта 2002 г.
31788. Система нормативного регулирования бухгалтерского учета и отчетности в России 30.5 KB
  Целью нормативного регулирования бухучета является обеспечение доступа всем заинтересованным пользователям к информации предоставляющей объективную картину финансового положения и результатов хозяйственной деятельности предприятия. Рыночная экономика потребовала разработки новой системы нормативных документов регламентирующих вопросы организации и ведения бухгалтерского учета в организации а также определения роли государственных органов в ее создании. Все вопросы организации бухучета регламентируются Министерством финансов РФ.
31789. Система «стандарт-кост» 36.5 KB
  традиционный учет по полной себестоимости принятый в отечественной промышленности или стандарткост принятый в зарубежной практике; Система неполного ограниченного включения затрат в себестоимость по какомулибо признаку например по признаку зависимости расходов от объемов производства то есть система директкостинг. Отличия системы нормативных затрат стандарткост и нормативного метода учета затрат лежат в нескольких плоскостях: 1 В способе калькулирования себестоимости продукции и определения прибыли: в нормативном учете в...