| Скачать .docx |
Курсовая работа: Проектирование электрических сетей железных дорог
ФАЖТ МТ
Иркутский Государственный Университет Путей Сообщения
Кафедра: «ЭЖТ»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по дисциплине: «Электрические сети и энергосистемы железных дорог»
На тему: «Проектирование электрических сетей железных дорог»
Выполнил: ст. гр. ЭНС-04-3
Анисимова Е.В.
Проверил: преподаватель
Голуб И.И.
Иркутск 2008
Задание на курсовое проектирование
1. Определить расчетные электрические нагрузки в местной сети.
1.1. Определить расчётные нагрузки металлорежущих станков методом упорядоченных диаграмм.
1.2. Определить расчётную нагрузку освещения мастерской.
1.3. Определить расчётную нагрузку компрессороной.
1.4. Определить расчетную нагрузку насосной.
1.5. Определить расчетную нагрузку многоэтажных домов.
1.6. Определить расчётную нагрузку школы.
1.7. Определить расчётную нагрузку детского сада.
1.8. Определить расчётную нагрузку магазина.
1.9. Определить расчётную нагрузку коттеджей.
1.10. Определить расчетную нагрузку парикмахерской.
1.11. Определить суммарную нагрузку всех объектов местной сети.
2. Сформировать схему и выбрать параметры распределительной сети 0.38 кВ.
2.1. Выбрать кабели, питающие нагрузки
2.1.1. Выбрать кабель, питающий школу, д/сад, магазин.
2.1.2. Выбрать кабель, питающий коттеджи.
2.1.3. Выбрать кабель, питающий дом №1 и дом №2.
2.1.4. Выбрать кабель, питающий коттеджи, школу, д/сад, магазин, парикмахерскую.
3. Выбрать плавкие предохранители для защиты электроустановок в сети 0.38 кВ.
4. Выбрать мощность трансформаторов
5. Определить потери мощности и энергии в местной сети.
6. Рассчитать кольцевую сеть
7. Рассчитать разомкнутую электрическую сеть с трансформаторами.
Исходные данные
Вариант №28
1. Схема электрической сети напряжением 110/10/0,4 кВ;
2.
Рис. 1.
1. Механические мастерские
Мощность токарно – винтового станка (PТ-В) 19 кВт;
Мощность токарно – расточного станка (РТ-Р) 12,5 кВт;
Мощность поперечно - строгального станка (РП-С) 11 кВт;
Мощность универсально - строгального станка (РУ-С) 8.5 кВт;
Мощность горизонтально - фрезерного станка (РГ-Ф) 4,5 кВт;
Мощность вертикально - фрезерного станка (РВ-Ф) 11,5 кВт;
Площадь помещения мастерской (F) 201 м2;
Компрессорная: Руст /Кс /cosj 128 / 0.8 / 0.8
Насосная: Руст /Кс /cosj 22 / 0.8 / 0,8
2. Коммунально-бытовая нагрузка
Дом 1 cosj / Этаж / лифт / кв. 0.98 / 12 / 1 / 64
Дом 2 cosj / Этаж / лифт / кВ 0.98 / 11 / 2 / 44
Школа Nуч / Руд / cosj 720 / 0.14 / 0.9
Садик Мест / Руд / cosj 120 / 0.4 / 0.9
Магазин F / Руд / cosj 78 / 0.11 / 0.9
Коттеджи Nдом / кв / cosj 14 / 3 / 0.9
Парикмахерская Nкр / Руд / cosj 21/ 1.3 / 0.97
3. Нагрузка в сети 10 кВ
РА / cosj 1000 / 0.86
РВ / cosj 850 / 0.83
РС / cosj 29000 / 0.8
Значения всех мощностей приведены в кВт, а расстояния в м.
Руст – установленная мощность, кВт;
F – площадь помещения, м2;
kи – коэффициент использования;
kс – коэффициент спроса;
кв – число квартир;
Nуч – число учеников;
Nд – число домов;
Pуд – удельная активная мощность;
Nкр – число кресел.
4. Расстояния по схеме (рис.1.)
l1 = 60 м, l2 = 70 м, l3 = 60 м, l4 = 70 м, l5 = 30 м, l6 = 60 м, l7 = 20 м, l8 = 25 м, l9 =60 м, l10 = 40 м, l11 =32 м. l12 =3 м, l13 =4 м. l14 =5 м, l15 =6 м
Содержание
Задание на курсовое проектирование
Исходные данные
1. Определение расчетных электрических нагрузок в местной сети
1.1. Определение расчётнх нагрузок металлорежущих станков методом упорядоченных диаграмм
1.2. Определение расчётной нагрузки освещения мастерской
1.3. Определение расчётной нагрузки компрессороной
1.4. Определение расчетной нагрузки насосной
1.5. Определение расчетной нагрузки многоэтажных домов
1.6. Определение расчётной нагрузки школы
1.7. Определение расчётной нагрузки детского сада
1.8. Определение расчётной нагрузки магазина.
1.9. Определение расчётной нагрузки коттеджей
1.10. Определение расчетной нагрузки парикмахерской
1.11. Определение суммарной нагрузки всех объектов местной сети.
2. Формирование схемы и выбор параметров распределительной сети 0.38 кВ
2.1. Выбор кабелей, питающих нагрузки...
2.1.1. Выбор кабеля, питающего школу, детский сад, магазин
2.1.2. Выбор кабеля, питающего коттеджи
2.1.3. Выбор кабеля, питающего дом №1 и дом №2
2.1.4. Выбор кабеля, питающего коттеджи, школу, д/сад, магазин, парикмахерскую
3. Выбор плавких предохранителей для защиты электроустановок в сети 0.38 кВ
4. Выбор мощности трансформаторов
5. Определение потерь мощности и энергии в местной сети
6. Расчёт кольцевой сети
7. Расчет разомкнутой электрической сети с трансформаторами
Список использованной литературы
1. Определение расчётных электрических нагрузок
1.1. Определение расчётной нагрузки станков мастерской методом упорядоченных диаграмм
В этом методе Рр для группы электроприёмников определится по средней нагрузке Pср и коэффициенту максимума kм:
,кВт (1.1.)
kм зависит от коэффициента использования активной мощности kи одного электроприёмника или группы электроприёмников и эффективного числа электроприёмников nэф, равного
(1.2.)
где n – число различных по номинальной мощности и режимам работы электроприемников.
Значение kм определим по формуле:
(1.3.)
Расчётную реактивную нагрузку определим по формуле:
(1.4.)
(1.5.)
=
5 – эффективное число электроприёмников
т.к. 
кВАр
1.2. Определение расчётной нагрузки освещения мастерской
Расчётную нагрузку освещения мастерской определим по формуле:
Pр.осв = kc×Руд.ламп× F, кВт (1.6.)
F = 201 м2, Руд = 0.012 
, kс = 0.8.
Согласно выражению (1.6.) получим:
Рр2 = Руд × F × kс = 0.012 × 201 × 0.8 = 1.9 кВт;
1.3. Определение нагрузки компрессорной
Руд = 128 кВт; kс = 0.8; cosj = 0.8; tgj = 0.75;
Рр3 = Руд × kс = 128 × 0.8 = 102,4 кВт;
Qp3 = Рр3 × tgj = 102,4 × 0.75 = 76,8 кВАр;
1.4. Определение нагрузки насосной
Руд = 22 кВт; kс = 0.8; cosj = 0.8; tgj = 0.75;
Рр4 = Руд × kс =22 × 0.8 = 17,6 кВт;
Qp4 = Рр4 × tgj = 17,6 × 0.75 = 13.2кВАр;
Суммарная нагрузка мастерской
Р1рå = (Рр1 + Рр2 + Рр3 + Рр4) × Кнм = 148 × 0,9 = 133.2 кВт;
Q1рå = ( Qр1 + Qр3 + Qр4)·Кнм = 106*0,9 = 95,4 кВАр.
Кнм=0,9- коэф. несовпадения максимумов графиков нагрузок
1.5. Определение нагрузки многоэтажных домов
Рр = Ру кв × nкв + 0.9 × Рс, кВт (1.7.)
Рс= nлиф × Pу лиф × kс,
Qp = Рр × tgj , кВАр (1.8.)
Используя выражения (1.7.) и (1.8.) получим:
Дом 1: 12 этажей; 1 лифта; 64 квартир; kс =1; cosj = 0.98; tgj =0.2.
Рр5 = 1.2 × 64 + 0.9 × 1 × 4,5 × 1 = 80,85 кВт;
Qp5 = Рр5 × tgj = 80,85 × 0.2 = 16,17 кВАр.
Дом 2: 11 этажей; 2 лифт; 44 квартир; kс =0,95; cosj = 0.98; tgj =0.2.
Рр6 = 1.4 × 44 + 0.9 × 0,95 ×5,5 × 2 = 71,005 кВт;
Qp6 = Рр6 × tgj = 71.005 × 0.2 = 14.201 кВАр.
Р2рå = Рудmax·Nкв +0,9·Nлиф·кс =1,4·108 +0,9·3·1 = 153,9 кВт;
Q2рå = Р2рå · tgj = 153,9·0,2 = 30,78 кВт;
1.6. Определение нагрузки школы
Ру = 0.14 кВт/чел; Nчел = 688 чел; cosj = 0.9; tgj = 0.48.
Рр = Ру × Nчел , кВт (1.9.)
Согласно выражению (1.9.) получим:
Рр7 = Ру × Nчел = 0.14 ×720 = 100,8 кВт;
Qp7 = Рр7 × tgj = 100,8 × 0.484 = 48,79 кВАр.
1.7. Определение нагрузки детского сада
Ру = 0.4 кВт/место; Nмест = 120 мест; cosj = 0.9; tgj = 0.484.
Рр = Ру × Nмест, кВт (1.10.)
Используя выражение (1.10) получим:
Рр8 = Ру × Nмест = 0.4 × 120 = 48 кВт;
Qp8 = Рр8 × tgj = 48 × 0.484 = 23,23 кВАр.
1.8. Определение нагрузки магазина
Ру = 0.11 кВт/м2; F= 78 м2; cosj = 0.9; tgj = 0.48.
Рр = Ру × F, кВт (1.11.)
Согласно выражению (1.11) получим:
Рр9 = Ру × F = 0.11 × 78 = 8.58 кВт;
Qp9 = Рр9 × tgj = 8.58 × 0.48 = 4.15 кВАр.
1.9. Определение нагрузки коттеджей
Ру = 5 кВт/кот; 14 дома по 3 квартире; cosj = 0.9; tgj = 0.484.
Рр = Ру × Nкот, кВт (1.12)
Рр10 = Ру × Nкот = 5 × 14 = 70 кВт;
Qp10 = Рр10 × tgj =70 × 0.484 = 33,88 кВАр.
1.10. Определение нагрузки парикмахерской
Ру = 1.3 кВт/кресло; Nкресел = 2 ; cosj = 0.97; tgj = 0.25.
Рр = Ру × Nкресел, кВт (1.13.)
Используя выражение (1.13) получим:
Рр11 = Ру × Nкресел = 1.3 × 2 = 2.6 кВт;
Qp11 = Рр11 × tgj = 2.6 × 0.25 = 0.65 кВАр.
1.11. Определение суммарной нагрузки всех объектов
Р3рå = Ррм + 0.8 × Ршк + 0.7 × Рд/с + 0.5 × Ррк + 0.8 × Ррп = 8,58 + 0.8 × 100,8 + 0.7 × 48 +
+ 0.5 × 70 + 0.8 × 2,6 = 159,9 кВт;
Q3рå = Qрм + 0.8 × Qшк + 0.7 × Qд/с + 0.5 × Qрк + 0.8 × Qрп = 14,15 + 0.8 × 48,79 + 0.7 × 23,23 +
0.5 × 33,88 + 0.8 × 0.65 = 76,903 кВАр.
Ррå =( Р1рå + Р2рå + Р3рå )·0,95= (133.2 + 153,9 + 159,9)·0,95 = 424,65 кВт.
Qрå = (Q1рå + Q2рå + Q3рå ) ·0,95= (95,4 + 30,78 + 76,903)·0,95 = 192,929 кВАр.
2. Формирование схемы и выбор параметров распределительной сети 0.38 кВ
2.1. Выбор сечения проводов (кабелей) разомкнутой местной сети по допустимой потере напряжения
В основе метода выбора сечения провода (кабеля) в разомкнутой сети по допустимой потере напряжения, которая обычно полагается равной DUдоп = ±0.05Uном , лежит слабая зависимость удельного реактивного сопротивления провода от его сечения; Uном – номинальное напряжение сети.
Потеря напряжения в разомкнутой сети с n нагрузками определяется по формуле:
, (2.1.)
где 
- потеря напряжения от протекания активной (реактивной) мощности в активном (индуктивном) сопротивлении, определяется либо по мощностям нагрузок Pi (Qi), находящихся на расстоянии li от источника питания, либо по значениям перетоков Pi (Qi) мощности на участках линии i, длиной li между нагрузками или источником питания и ближайшей к нему нагрузке.
Алгоритм метода состоит из следующих шагов:
1. Задаёмся удельным индуктивным сопротивлением провода X0 = 0.33 ¸ 0.4 Ом/км (кабеля – Х0 = 0.06 Ом/км).
2. Определяем потерю напряжения DUх.
3. Определяем, какая часть от допустимой потери напряжения приходится на DUR потерю напряжения от протекания активной мощности в активном сопротивлении как
DURдоп = DUдоп - DUX (2.2)
4. Определяем расчётное сечение по выражению:
, (2.3.)
где g - удельная проводимость материала, из которого изготовлен проводник (для алюминия эта величина равна 53 м/мм2 × Ом, для меди – 32 м/мм2 × Ом).
5. Выбираем табличное значение сечения провода
sтабл ³ s (2.4.)
и определяем для него R0 и индуктивное X0 удельные сопротивления провода, а также допустимый по нагреву ток Iдоп.
6. Определяем максимальную потерю напряжения в выбранном проводе (на участке от источника питания до наиболее удалённой от него нагрузки) по выражению (2.1.) и проверяем выполнение условия:
DU £DUдоп (2.5.)
7. Определяем расчётный ток провода по выражению:
, (2.6.)
где S – полная мощность на участке, ближайшем к источнику питания, Pi (Qi) – активные (реактивные) нагрузки, подключенные к проводу, и проверяем выполнение условия:
I £ Iдоп (2.7.)
8. Если потеря напряжения и (или) ток превысят допустимые значения, то надо выбрать провод большего сечения и вновь проверить нарушенное ограничение, в противном случае процедура выбора сечения может считаться завершенной.
Расчёт:
2.1.1. Выбор кабеля, питающего школу, д/сад и магазин
2) Х0=0,06 Ом/км
3) 
4) 
5) 
r0=0,443 Ом/км х0=0,061Ом/км
6) 
15,63В
19В-условие выполняется
2.1.2. Выбор кабеля, питающего коттеджи
1) Рк=70кВт Qк=33,88кВАр
2) Х0=0,06 Ом/км
3) 
4) 
5) 
r0=1,94 Ом/км х0=0,067Ом/км
6) 
15,533В19В-условие выполняется
2.1.3. Выбор кабеля, питающего дом №1 и дом №2
2) Х0=0,06 Ом/км
3) 
4) 
5) r0=0,443 Ом/км х0=0,061Ом/км
6) 
13,601В19В-условие выполняется
2.1.4. Выбор кабеля, питающего школу, д/сад, магазин, каттеджи и парикмахерскую
2) Х0=0,06 Ом/км
3) 
4) 
5) 
r0=0,326 Ом/км х0=0,06Ом/км
6) 
16,88В19В-условие выполняется
3. Выбор плавких предохранителей для защиты электрических установок в сети 0.38 кВ
При выборе параметров предохранителей необходимо обеспечить выполнение следующих условий:
Uном.пр. ³ Uном (3.1.)
где Uном.пр., Uном – номинальные напряжения предохранителя и сети, В;
Iном.пр. ³ Iр (3.2.)
где Iном.пр., Iр – номинальный ток предохранителя и расчётный ток, протекающий через защищаемый элемент сети, А;
Iпл.вст ³ Iр (3.3.)
где Iпл.вст – номинальный ток плавкой вставки, А.
Еще одно условие выбора предохранителей – обеспечение селективности защиты сети, позволяющее отключать только повреждённые участки, оставляя остальные участки в работе. В разветвленной сети для обеспечения селективности ближайшие к источнику питания участки сети должны иметь вставки предохранителей на одну или две ступени больше, чем вставки более удаленных предохранителей.
Для предохранителя П1: (станки)
Для предохранителя П2: (освещение)
А.
Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 6 А. ³ Iр = 2.75 А
Для предохранителя П3: (насосная)
Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 35 А. ³ Iр = 31,88 А.
Для предохранителя П4: (компрессорная)
А.
Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 200 А. ³ Iр = 185,51 А.
Для предохранителя П7: (коттеджи)
А.
Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 125 А. ³ Iр = 112,7 А.
Для предохранителя П8: (парикмахерская)
А.
Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 6 А. ³ Iр = 3.86 А.
Для предохранителя П9: (дом)
Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 300 А. Iпл.вст = 300 А. ³ Iр = 224,44 А
Для предохранителя П5: (коттеджи+школа+д/с+маг.+парик.)
Iпл.вст = 300 А. Iпл.вст = 300 А. ³ Iр = 257,15 А
Для предохранителя П6: (коттеджи+ парик.)
Iпл.вст = 125 А. Iпл.вст = 125 А. ³ Iр = 116,5 А
4. Выбор мощности трансформаторов
При наличии потребителей 1-й и 2-й категорий и отсутствии централизованного резерва трансформаторов главной понижающей подстанции выполняется двух-трансформаторными. При этом мощность каждого трансформатора определяется как:
Sном.тр ³ Sр / 2 × 0.7 (4.1.)
что соответствует при аварийном режиме выходе из строя одного из трансформаторов 40% перегрузке оставшегося в работе трансформатора в режиме максимальной нагрузки.
4.1. Выбор мощности трансформаторов двухтрансформаторной подстанции 10/0.38 кВ
кВА.
Согласно выражению (4.1.) получим:
Sном.тр ³ 466,422 / 2 × 0.7 = 333,159 кВА.
Выбираем трехфазные двухобмоточные трансформаторы 10/0.4 мощностью
Sном.тр = 400 кВА.
Таблица 1.
Параметры трехфазного двухобмоточного трансформатора 10/0.4 кВ
| Номинальная мощность Sном (кВА) | uk,% | DPk (кВт) |
DPхх (кВт) |
DQхх (кВАр) |
rt (Ом) |
xt (Ом) |
| 400 | 4.5 | 5.5-5.9 | 0.92-1.08 | 12.0 | 3.7 | 10.6 |
4.7. Выбор мощности трансформаторов двухтрансформаторной подстанции 110/10 кВ
Sр2 = 
(4.2.)
PА = 1000 кВт; cosj = 0.86; tgj = 0.593;
QА = PА × tgj = 1000 × 0.593 = 590 кВАр;
PВ = 850 кВт; cosj = 0.83; tgj = 0.67;
QВ = PВ × tgj = 850 × 0.67 = 571 кВАр;
PС = 29000 кВт; cosj = 0.8; tgj = 0.75;
QС = PС × tgj = 29000 × 0.75 = 21750 кВАр;
= 424,65 + 1000 + 850 + 29000 = 31274,65 кВт.
= 192,929 + 590 + 571 + 21750 = 23103,93 кВАр.
Согласно выражению (4.2.) получим:
Sр2 = 
= 38883,1кВА.
Согласно выражению (4.1.) получим:
Sном.тр ³ 38883,1/ 2 × 0.7 = 27773,64 кВА.
Выбираем трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110/10 кВ мощностью: Sном.тр = 32000 кВА.
Таблица 2.
Параметры трехфазного двухобмоточного трансформатора 110/10 кВ
| Номинальная мощность Sном (кВА) | uk,% | DPk (кВт) |
DPхх (кВт) |
DQхх (кВАр) |
rt (Ом) |
xt (Ом) |
| 32000 | 10.5 | 145 | 35 | 240 | 1,87 | 43,5 |
5. Определение потерь активной мощности и энергии в местной сети
Потери мощности складываются из потерь мощности в линиях и в трансформаторах. Потери активной мощности в линии в кВт могут быть определены по следующим выражениям:
, (5.1.)
где I,P,Q,S – ток, активная, реактивная и полная мощности, протекающие в линии, Uном, Rл – номинальное напряжение и активное сопротивление линии.
При определении суммарных потерь активной мощности в сети производится суммирование потерь мощности в отдельных ветвях:
, (5.2.)
где индекс k равен числу ветвей в схеме сети.
Потери активной мощности в трансформаторе можно определить по формуле:
, (5.3.)
где DPст – потери мощности в стали, приближенно равные потерям холостого хода трансформатора;
DPм - потери в меди трансформатора, которые могут приниматься равными потерям короткого замыкания;
Sр, Sном - расчетная нагрузка и номинальная мощность трансформатора.
При двух параллельных трансформаторах выражение (5.3.) запишется как:
, (5.4.)
Для определения годовых потерь энергии в линиях суммарные потери мощности в линиях должны быть умножены на время потерь t :
DАSл = DРSл ×t, (5.5.)
которое зависит от времени использования максимальной нагрузки Ти и может быть определено по формуле:
t = (0.124 + Ти / 10000)2 × 8760. (5.6.)
Годовые потери энергии в параллельных трансформаторах определяются как
, (5.7.)
Суммарные потери энергии складываются из потерь энергии в линиях и трансформаторах:
DАS = DАSл + DАSt (5.8.)
Зная стоимость 1 кВт×ч электроэнергии с, можно оценить стоимость потерь электроэнергии в течение года:
C =DАS× c, руб (5.9.)
*0,443*160=13,543кВт
*1,94*45=3,3кВт
*0,443*100=6,640кВт
*0,326*190=25,219кВт
В 2-х параллельных трансформаторах:
Годовые потери энергии в линиях
DАSл = DРSл ×t
Годовые потери энергии в трансформаторах
Суммарные потери энергии
Стоимость потерь
6. Расчет замкнутой электрической сети
6.1. Определение перетоков мощности и токов на участках замкнутой электрической сети
На первом этапе расчёта замкнутая электрическая сеть разрезается по источнику питания и заменяется сетью с двухсторонним питанием.
Активная и реактивная мощности, передаваемые от первого источника питания И1 при неучёте потерь мощности в сети, определяются как
, (6.1.)
где Pi и Qi – активная и реактивная мощности i-й расчётной нагрузки;
li -И2 – расстояние от i-й нагрузки до второго источника питания;
lИ1 -И2 – расстояние между источниками питания;
n – число нагрузок.
Определяются перетоки мощности на участках сети с двухсторонним питанием с использованием первого закона Кирхгофа:
pИ1-а + j × qИ1-а = pИ1 + j × qИ1
pа-б + j × qа-б = pИ1-а + j × qИ1-а – Pа – j × Qa
pб-в + j × qб-в = pа-б + j × qа-б – Pб – j × Qб (6.2.)
pв-И2 + j × qв-И2 = pб-в + j × qб-в – Pв – j × Qв = pИ2 + j × qИ2
Если в процессе расчёта значение активного или реактивного перетока становится отрицательным, это означает, что найдена точка токораздела соответственно активной или реактивной мощности, в которой нагрузка получает питание с двух сторон.
По значениям активного и реактивного перетоков определяются полные мощности перетоков как
, (6.3.)
а по ним значения токов на участках сети
, (6.4.)
6.2. Определение сечения провода кольцевой сети по экономической плотности тока
Сечение проводов sэк (экономическое сечение провода) по экономической плотности тока jэк, которая является нормированным обобщенным показателем, приближенно соответствующим минимуму приведённых затрат на сооружение и эксплуатацию линии находится как:
, (6.5.)
где Iр – расчетный ток линии, определенный по формуле (6.4.);
значение jэк (А/мм2) зависит от времени использования максимальных нагрузок, типа линии и района её прокладки, в курсовом проекте принимается jэк =1,1 (А/мм2).
Если сечение провода на всех участках сети нужно выбрать одинаковым, то в (6.5.) в качестве Iр должен использоваться эквивалентный ток Iэкв, при котором потери мощности будут такими же, как и при расчётных токах на участках кольцевой сети, определенных по (6.4.).
Эквивалентный ток определяется как
, (6.6.)
где индекс i соответствует номеру участка кольцевой сети;
Iрi и li – значение тока на i-м участке и длина i-го участка;
lИ1-И2 – расстояние между источниками питания.
Выбираем ближайшее к sэк табличное значение сечения провода как:
sтабл 
sэкв (6.7.)
и определяем для него активное R0 и индуктивное X0 удельные сопротивления провода, а также допустимый ток по нагреву Iдоп.
Проверяем выполнение условия:
Imax £Iдоп (6.8.)
где Imax – соответствует максимальному из токов источников питания. Если условие (6.8.) не выполняется, то необходимо выбрать провод большего сечения.
Расчёт:
1.
РА/
РВ/
Узел 2 – является точкой токораздела
2. Определение сечения провода кольцевой сети по экономической плотности тока
sтабл sэв
50мм247,8мм2
Параметры воздушной линии АС-50 R0=0.65 Ом/км X0=0.392 Ом/км
Imax £Iдоп
91,328А £ 215А
Осуществляется проверка провода по допустимой потере напряжения, которая определяется в соответствии с (2.1.). Следует учесть при этом, что потери напряжения от протекания активной мощности (реактивной) мощности в активном (реактивном) сопротивлении на участках от источника питания до точки токораздела активной (реактивной) мощности будут одинаковыми.
При совпадении точек токораздела активной и реактивной мощностей потерю напряжения на участке от любого источника питания до этой точки необходимо сравнить с допустимой потерей напряжения
DU£DUдоп (6.9.)
При несовпадении точек токораздела необходимо определить потерю напряжения до точек токораздела как активной, так и реактивной мощности, выбрать максимальную и проверить выполнение условия (6.9.)
Проверить провод по допустимой потере напряжения в аварийном режиме. Наиболее тяжелым является аварийное отключение того связанного с источником питания провода, по которому передается большая мощность.
Потеря напряжения в разомкнутой сети с несколькими нагрузками, которая образуется в результате отключения провода у источника питания, определяется по выражению (2.1.), как рассмотрено в разделе 2.1.
Выбор сечения провода по экономической плотности тока выполним с помощью IS1 – программы.
Выбранное нами сечение не удовлетворяет условию,выбираем новую марку провода с сечением 120 мм2. АС-120: r=0.27Ом/км, х=0,365 Ом/км, Iдоп =375 А
суммарная длина линии
dl18.000000
мощность источника питания
pi1352.700000qi820.039800
перетоки мощности на участках линии
pp,qp1 1352.700000 820.039800 2 352.700100
230.039800 3 -497.299900 -340.960200 4
-921.950000 -533.889200
2точка токораздела активных мощностей
2точка токораздела реактивных мощностей
токи на участках линии
car1 91.328390 2 24.311560 3
34.811920 4 61.509600
эквивалентный ток
care52.579050
экономическое сечение провода 52.579050
потеря напряжения в нормальном режиме на участках линии
ul1 199.363100 2 107.516100 3
129.360700 4 177.518400
максимальная потеря напряжения в нормальном режиме до точек активного и реактивного токораздела
ua306.879200
ur306.879200
сечение провода r0= 2.700000E-01 x0= 3.650000E-01
аварийный режим
потеря U при аварийном отключении провода в конце 798.832900
потеря U при аварийном отключении провода в начале 1196.178000
7. Расчёт разомкнутой электрической сети с трансформаторами
Цель расчёта заключается в определении на основе информации о значении напряжения, а также значениях активной и реактивной мощностей в нагрузочном узле 2 схемы сети, показанной на рис.3(а), напряжений в узлах 1, а, б и перетоков мощности на отдельных участках сети. Вспомогательными являются задачи, связанные с определением параметров элементов схемы замещения электрической сети, показанной на рис.3(б). Номинальное напряжение нагрузочного и генераторного узлов полагается равными 10 кВ, а номинальное напряжение линии 220(110) кВ.
 |
Рис.3. Схема двухцепной линии с трансформаторами по концам а) и её ехема замещения б).
Повышающий и понижающий трансформаторы Т1 и Т2 на схеме замещения представлены активным и индуктивным сопротивлениями, а поперечная проводимость трансформатора заменена постоянной нагрузкой (потерями активной и реактивной мощностей в стали трансформатора DPст +j×DQст , приближенно равными потерям холостого хода DPх+ +j×DQх):
Sст = DPст +j×DQст= DPх +j×DQх (7.1.)
7.1. Выбор сечения проводов двухцепной линии по экономической плотности тока
Для определения расчетного тока двухцепной линии:
, (7.2.)
необходимо оценить протекающую по линии мощность, которая может быть определена как сумма нагрузки Pн +j×Qн и потери мощности DPt2 +j×DQt2 в трансформаторе Т2:
Pл +j×Qл = Pн +j×Qн+ DPt2 +j×DQt2. (7.3.)
Числитель выражения (7.2.) соответствует протекающей в линии полной мощности;
двойка в знаменателе делит эту мощность между параллельными ветвями;
Uл.ном – номинальное напряжение линии, равное 220(110) кВ.
Мощность трансформаторов Т1 и Т2 может быть выбрана одинаковой по мощности нагрузки двухцепной линии с трансформаторами и условию (4.1.). Для выбранных трансформаторов определяются, Приложение 7 [1]:
· табличные значения активного rt и индуктивного xt сопротивлений трансформаторов, приведенные к стороне высокого напряжения трансформатора;
· значения активных и реактивных потерь холостого хода DPх +j×DQх, которым полагаются равными потери в стали трансформатора DPст +j×DQст;
· активные потери короткого замыкания трансформатора DPк , которым полагаются равными потери активной мощности в меди трансформатора DPм;
· напряжение короткого замыкания трансформатора uк в процентах, использующееся при вычислении реактивных потерь короткого замыкания:
(7.4.)
которым полагаются равными потери реактивной мощности в меди трансформатора.
Потери мощности двух параллельных трансформаторов можно определить по формуле:
. (7.5.)
Экономическое сечение проводов линии определяется при заданном значении экономической плотности тока в соответствии с (6.5.). Сечение проверяется по нагреву, условие (3.1.), и допустимой потере напряжения в нормальном, и связанном с выпадением одной из параллельных линий аварийном режимах.
7.2. Определение параметров режима двухцепной линии электропередачи с трансформаторами
Расчёт режима начинаем с нагрузочного узла. Поскольку номинальные напряжения U1ном = U2ном отличаются от номинального напряжения линии Uл.ном, приводим напряжение U2 к номинальному напряжению линии как:
, (7.6.)
где kt2 – коэффициент трансформации трансформатора Т2, равный отношению номинального напряжения линии к номинальному напряжению нагрузки;
- вторичное напряжение трансформатора, приведённое к стороне высокого напряжения.
Приведённое напряжение в узле б отличается от приведённого напряжения в узле 2 на величину потерь напряжения в трансформаторе Т2, определяемых по значениям активной и реактивной нагрузки в узле 2, эквивалентным значениям сопротивлений параллельных трансформаторов 
и приведенному напряжению :
. (7.7.)
Мощность, генерируемая половиной емкости на землю двухцепной линии в точке б, определяется как:
, (7.8.)
где b0 – удельная проводимость на землю линии умножается на длину линии l и на 2, так как линии параллельны, делится на 2, так как рассматривается проводимость только половинной емкости в соответствии с П-образной схемой замещения линии.
Переток мощности в конце линии Pб-а + j×Qб-а отличается от мощности нагрузки на величину потерь мощности в трансформаторе и мощность, генерируемую линией (7.8.)
(7.9.)
В (7.9.) потери мощности в меди трансформатора определены иначе, чем в (7.5.), следует также обратить внимание на то, что реактивная мощность в конце линии больше реактивной мощности в начале трансформатора Qб-2 > Qб-а на мощность, генрируемую линией в точке б. Определяем переток мощности в начале линии, отличающийся от перетока в конце линии на величину потерь мощности в линии:
(7.10.)
где rл/2, хл/2 – активное и индуктивное сопротивления параллельных линий.
Аналогично (7.7.) определяется приведённое напряжение в точке а, отличающееся от приведённого напряжения в точке б на величину потерь напряжения в линии:
. (7.11.)
Найдём мощность, генерируемую линией в точке а:
, (7.12.)
Определяется мощность, поступающая из источника питания и отличающаяся от мощности в начале линии на величину потерь мощности в трансформаторе Т1, и мощность, генерируемую линией в узле а:
(7.13.)
где rt1/2, хt1/2 – эквивалентные активное и индуктивное сопротивления параллельных трансформаторов.
Определяем приведенное:
, (7.14)
и действительное напряжения в узле 1:
. (7.15.)
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Активная мощность PNn 35.043000
Реактивная мощность QNn 24.392000
Длина линии dl 29.000000
dl 29.000000
Индуктивное сопротивление трансформатора xt 43.500000
Активные потери мощности в стали dpst3.500000E-02
Реактивные потери мощности в стали dqst2.400000E-01
Потери короткого замыкания dpk 1.450000E-01
Напряжение короткого замыкания uk 10.500000
Номинальная мощность трансформатора str 32.000000
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЁТА
номинальные напряжения тр-ра :121/10.5 кВ
jэкономическое:1А/мм2
доп потеря напряжения:7700B
полная мощность нагрузки 42.696390
акт.переток в линии 35.242070 реакт. переток в линии 27.862830
потери акт мощн в ст.т-ра 1.990685E-01
потери реакт мощн в ст. т-ра 3.470829
потери реакт. мощн в меди тр-ра = 3.360000
полная мощность в конце линии 44.925950
ток в линии 107.181800
расчетное сечение линии 107.181800
потеря напряжения 2632.408000
выбрать провод r0= 3.300000E-01x0= 3.710000E-01b0= 2.870000E-06
выбрать провод r0= 3.300000E-01 x0= 3.710000E-01b0= 2.870000E-06
приведенное напряжение в конце тр-ра 121.000000
потеря акт, реакт.мощн.в тр-ре. 1.164188E-01 2.708138
акт, реакт. мощности в начале тр-ра2. 35.229420 27.580140
напряжение в конце линии 125.655300
мощность, генерируемая в конце линии 1.314139
акт., реакт мощности в конце линии 35.229420 26.266000
напряжение в начале линии 128.121300
акт., реакт мощности в начале линии 35.814620 26.923910
мощность, генерируемая в начале линии 1.366227
акт, реакт. мощности в конце тр-ра1. 35.814620 25.557680
приведенное напряжение генератора 132.721400
напряжение генератора 11.517150
акт., реакт мощности генератора 35.994890 28.602730
CDO-6.0 / (27.02.04)
Дата: 2008:05:26
Время расчета: 21:39:42
Для задания коэффициентов трансформации используется полярная система координат
*ЧСЕТЬ * Основные данные
---------- Bремя:21:39:44.75
Считаны данные: BEAST ( )
*ПЧСЕТЬ * Просмотр основных данных
---------- Bремя:21:39:52.49
*СРЖМ * Расчет установившегося режима
---------- Bремя:21:40:00.07
(B): В узле 1 задан источник реак.мощности без пределов регулирования
Oбобщенные данные по схеме BEAST
-----------------------------------
узлов- 16 ветвей- 13
генераторов- 1 трансформаторов- 6
из них синхр. компенсаторов- 0 из них с регулированием- 4
узлов с нагрузкой- 11 тр-ов с поперечным рег.- 0
узлов со с.х.н.- 0 ветвей с фикс. P- 0
узлов с шунтами- 0 параллельных ветвей- 6
из них управляемых- 0 перетоков сальдо- 0
узлов с пределами- 0 ветвей с пределами- 4
контр. параметров по узлам- 0 контр. параметров по ветвям- 12
узлов с стк- 0 отключенных ветвей- 0
Температура: 20 град.
Частота системы 1 = 50.00 гц
Суммарная нагрузка по Р: 34392. кВт по Q: 25393. кВАр
Суммарная генерация по Р: 35043. кВт по Q: 25577. кВАр
Номера балансирующих узлов по:
P: 1
Q: 1
Итерация Pнб max( узел) Qнб max ( узел) шаг якобиан ннэ
0 Q-U 59870.840( 2) 93880.640( 3) .100E+01 .543*E 137 107
1 P-D 31201.040( 4) 11193.800( 3) .119E+01 .543*E 137 107
2 PQ 11860.380( 4) 15211.350( 3) .578E+00 .543*E 137 107
3 PQ 2985.551( 4) 3693.785( 3) .774E+00 .851*E 138 106
4 PQ 74.539( 10) 28.244( 4) .101E+01 .729*E 139 106
5 PQ 1.209( 10) .928( 4) .104E+01 .116*E 138 105
(И): Pасчет закончен. Mакс.небаланс = .95703E-01
*ПЧРЖМ * Просмотр результатов расчета
---------- Bремя:21:40:02.60
Информация об узлах схема: BEAST
У з е л напряжение угол Pн Qн Pг Qг Pш Qш Pнб Qнб
И м я Номер кВ град кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр
1 11.000 - - - 36309.3 33406.1 - - - -
122.076 -2.245 - - - - - - - -
3 116.593 -2.646 - - - - - - - -
4 10.256 -5.183 32000.0 24000.0 - - - - - -
5 10.126 -5.463 850.0 530.0 - - - - - -
6 10.011 -5.710 850.0 638.0 - - - - - -
7 10.103 -5.595 - - - - - - - -
8 .399 -6.208 326.2 106.1 - - - - - -
9 .391 -6.162 - - - - - - - -
10 .365 -4.660 93.8 45.4 - - - - - -
11 .362 -4.414 42.0 20.3 - - - - - -
12 .360 -4.290 9.6 4.6 - - - - - -
13 .391 -6.172 70.0 17.6 - - - - - -
14 .391 -6.174 3.9 1.0 - - - - - -
15 .392 -6.188 95.0 19.3 - - - - - -
16 .389 -6.181 51.1 10.4 - - - - - -
------- ------- ------- ------- ------- -------
34391.6 25392.8 36309.3 33406.1 .0 .0
*СРЖМ * Расчет установившегося режима
---------- Bремя:21:40:38.19
(И): Pасчет закончен. Mакс.небаланс = .95703E-01
*ПЧРЖМ * Просмотр результатов расчета
---------- Bремя:21:40:40.61
Информация об узлах схема: BEAST
У з е л напряжение угол Pн Qн Pг Qг Pш Qш Pнб Qнб
И м я Номер кВ град кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр
1 11.000 - - - 36309.3 33406.1 - - - -
2 122.076 -2.245 - - - - - - - -
3 116.593 -2.646 - - - - - - - -
4 10.256 -5.183 32000.0 24000.0 - - - - - -
5 10.126 -5.463 850.0 530.0 - - - - - -
6 10.011 -5.710 850.0 638.0 - - - - - -
7 10.103 -5.595 - - - - - - - -
8 .399 -6.208 326.2 106.1 - - - - - -
9 .391 -6.162 - - - - - - - -
10 .365 -4.660 93.8 45.4 - - - - - -
11 .362 -4.414 42.0 20.3 - - - - - -
12 .360 -4.290 9.6 4.6 - - - - - -
13 .391 -6.172 70.0 17.6 - - - - - -
14 .391 -6.174 3.9 1.0 - - - - - -
15 .392 -6.188 95.0 19.3 - - - - - -
16 .389 -6.181 51.1 10.4 - - - - - -
------- ------- ------- ------- ------- -------
34391.6 25392.8 36309.3 33406.1 .0 .0
Информация об узлах схема: BEAST
У з е л напряжение угол Pн Qн Pг Qг Pш Qш Pнб Qнб
И м я Номер кВ град кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр
1 11.000 - - - 36309.3 33406.1 - - - -
2 122.076 -2.245 - - - - - - - -
3 116.593 -2.646 - - - - - - - -
4 10.256 -5.183 32000.0 24000.0 - - - - - -
5 10.126 -5.463 850.0 530.0 - - - - - -
6 10.011 -5.710 850.0 638.0 - - - - - -
7 10.103 -5.595 - - - - - - - -
8 .399 -6.208 326.2 106.1 - - - - - -
9 .391 -6.162 - - - - - - - -
10 .365 -4.660 93.8 45.4 - - - - - -
11 .362 -4.414 42.0 20.3 - - - - - -
12 .360 -4.290 9.6 4.6 - - - - - -
13 .391 -6.172 70.0 17.6 - - - - - -
14 .391 -6.174 3.9 1.0 - - - - - -
15 .392 -6.188 95.0 19.3 - - - - - -
16 .389 -6.181 51.1 10.4 - - - - - -
------- ------- ------- ------- ------- -------
34391.6 25392.8 36309.3 33406.1 .0 .0
Информация о ветвях схема: BEAST
Ветвь Pij Qij Pji Qji дP корона дQ Iл Kзагр Qг
I J кВт кВАр кВт кВАр кВт кВт кВАр А кВАр
2- 3 36082.6 30145.6 -34663.0 -28549.4 1419.65 - 1596.17 222.6 - -
4- 5 1324.0 847.5 -1311.3 -830.4 12.69 - 17.15 88.6 - -
4- 7 1126.9 602.4 -1114.3 -585.4 12.57 - 17.00 72.0 - -
5- 6 461.3 300.4 -457.3 -295.0 3.99 - 5.39 31.4 - -
6- 7 -392.7 -343.0 395.6 347.0 2.93 - 3.96 30.1 - -
8- 9 237.3 91.6 -232.4 -90.0 4.87 - 1.66 368.1 - -
8- 15 149.3 30.3 -146.5 -29.7 2.85 - .52 220.5 - -
9- 10 158.4 71.3 -146.1 -70.5 12.27 - .87 256.6 - -
9- 13 74.0 18.7 -73.9 -18.6 .13 - .05 112.8 - -
10- 11 52.3 25.0 -51.6 -25.0 .67 - .05 91.7 - -
11- 12 9.6 4.6 -9.6 -4.6 .06 - .00 17.1 - -
13- 14 3.9 1.0 -3.9 -1.0 .00 - - 6.0 - -
15- 16 51.5 10.4 -51.1 -10.4 .35 - .06 77.5 - -
-------- ------ -------- --------
1473.03 .00 1642.89 .0
Информация о трансформаторах схема - BEAST
Имя об'екта Имя тр-ра узел Uтек Kмод Карг P Q I Kзагр dP dQ Psh Qsh
кВ кВт кВАр А о.е. кВт кВАр кВт кВАр
2 122.076 11.524 - -18041.3 -15072.7 111.3 .55 54.78 1314.76 58.59 315.5
1 11.000 18154.7 16703.0
-------------------------------------------------------------------------------------------
2 122.076 11.524 - -18041.3 -15072.7 111.3 .55 54.78 1314.76 58.59 315.5
1 11.000 18154.7 16703.0
-------------------------------------------------------------------------------------------
3 116.593 10.952 - 17331.5 14274.7 111.3 .55 52.58 1261.94 53.45 287.8
4 10.256 -17225.4 -12724.9
-------------------------------------------------------------------------------------------
3 116.593 10.952 - 17331.5 14274.7 111.3 .55 52.58 1261.94 53.45 287.8
4 10.256 -17225.4 -12724.9
-------------------------------------------------------------------------------------------
7 10.103 25.000 - 359.3 119.2 21.7 - 2.95 5.20
8 .399 -356.4 -114.0
-------------------------------------------------------------------------------------------
7 10.103 25.000 - 359.3 119.2 21.7 - 2.95 5.20
8 .399 -356.4 -114.0
--------------------------------------------------------------------------------------------
И т о г о: 220.63 5163.79 224. 1206.
Tаблица распределения потерь в схеме: BEAST
Cуммарные мощности : активн. реактивн.
H а г р у з к а 34391.6 25392.8
Г е н е р а ц и я 36309.3 33406.1
Генерация ЛЭП .0
П о т е р и в:
Ш у н т а х .0 .0
из них в БСК .0
СК .0
Л Э П 1473.0 1642.9
на корону по g .0
На корону по хар-ке .0
Трансформаторах 220.6 5163.8
в шунтах 224.1 1206.7
Суммарные потери 1917.7 8013.3
Потери в линиях электропередач
U ном U ср. активные % реактивные % генер. в ЛЭП % корона %
4 .4 21.20 1.1 3.22 .0 .00 .0 .00 .0
10.5 10.3 32.18 1.7 43.50 .5 .00 .0 .00 .0
110.0 119.3 1419.65 74.0 1596.17 19.9 .00 .0 .00 .0
-------- ----- -------- ----- -------- -----
Итого: 1473.0 76.8 1642.9 20.5 .0 .0
Потери в трансформаторах
U ном DP обмотки % DQ обмотки % DP шунта % DQ шунта %
10.5 5.90 .3 10.39 .1 .00 .0 .00 .0
110.0 214.73 11.2 5153.40 64.3 224.09 11.7 1206.66 15.1
-------- ----- -------- ----- -------- ----- -------- -----
Итого: 220.6 11.5 5163.8 64.4 224.1 11.7 1206.7 15.1
Oбобщенные данные по схеме BEAST
-----------------------------------
узлов- 16 ветвей- 13
генераторов- 1 трансформаторов- 6
из них синхр. компенсаторов- 0 из них с регулированием- 4
узлов с нагрузкой- 11 тр-ов с поперечным рег.- 0
узлов со с.х.н.- 0 ветвей с фикс. P- 0
узлов с шунтами- 0 параллельных ветвей- 6
из них управляемых- 0 перетоков сальдо- 0
узлов с пределами- 0 ветвей с пределами- 4
контр. параметров по узлам- 0 контр. параметров по ветвям- 12
узлов с стк- 0 отключенных ветвей- 0
Температура: 20 град.
Частота системы 1 = 50.00 гц
Суммарная нагрузка по Р: 34392. кВт по Q: 25393. кВАр
Суммарная генерация по Р: 35043. кВт по Q: 25577. кВАр
Номера балансирующих узлов по:
P: 1
Q: 1
_
Список использованной литературы
1. И.И. Голуб. Методические указания к курсовому проету по дисциплине «Электрические сети предприятий железнодорожного транспорта», г. Иркутск 1999 г.
2. И.И. Голуб. Задания и методические указания к курсовым проектам по дисциплине «Электрические сети предприятий железнодорожного транспорта», г. Иркутск 2001 г.
3. Караев Р.И., Волобринский С.Д., Ковалев И.Н. Электрические сети и энергосистемы / Учебник для вузов ж.-д. транспорта.-М.: Транспорт, 1988. 326 с.
4. Курс лекций по дисциплине «Электрические сети предприятий железнодорожного транспорта».