Расчет электрических нагрузок.

В первой части моего проекта рассчитываются ожидаемые электрические нагрузки, ведь именно они определяют необходимые технические характеристики элементов электрических сетей – мощности и типы трансформаторов, сечения жил и марки проводов, электрических аппаратов и другого оборудования.

Существует несколько методов определения расчетных электрических нагрузок: метод коэффициента максимума, метод коэффициента спроса, среднестатистический метод и т.д.

В данном дипломном проекте нагрузки будут рассчитываться по методу коэффициента максимума (упорядоченных диаграмм)

Коэффициентом максимума активной мощности К_М называется отношение расчетной активной мощности к средней нагрузке за исследуемый период времени:

(2.1)

Метод упорядоченных диаграмм сводится к определению максимальных расчетных нагрузок (P_M, Q_M, S_M) группы электроприемников.

;	(2.2)
;	(2.3)
,	(2.4)

где Р_М – максимальная активная нагрузка, кВт;

Q_М – максимальная реактивная нагрузка, квар;

S_М – максимальная полная нагрузка, кВА;

К_М – коэффициент максимума активной нагрузки;

К¢_М – коэффициент максимума реактивной нагрузки;

Р_СМ – средняя активная мощность за наиболее загруженную смену, кВт;

Q_СМ – средняя реактивная мощность за наиболее загруженную смену, квар;

;	(2.5)
,	(2.6)

где К_И – коэффициент использования электроприемников, определяется на основании опыта эксплуатации или по справочникам;

Р_{Н –} номинальная активная групповая мощность, приведенная к

длительному режиму, без учета резервных электроприемников, кВт;

tg j - коэффициент реактивной мощности;

определяется по таблицам (графикам),

где n_Э – эффективное число электроприемников;

В соответствии с практикой проектирования принимается К¢_М = 1,1.

Вносятся исходные данные: Р_Н – номинальная мощность приемника, n – количество электроприемников в группе, К_И – коэффициент использования, соs j - коэффициент активной мощности, tg j - коэффициент реактивной мощности.

Определяется Р_НS - сумма номинальных мощностей в группе электроприемников:

(2.7)

Определяются активная, реактивная и полная мощности за смену

	(2.8)
	(2.9)
	(2.10)

Эффективное число электроприемников (n_Э) – число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое дает то же значение расчетного максимума, что и группа приемников различных по мощности и режиму работы. Для большого количества приемников и при К_И ³ 0,2 принимается n_Э = n.

Коэффициент максимума K_М определяется по формуле:

,

(2.11)

где n_Э - эффективное число электроприемников,

К_И.СР.- средний коэффициент использования группы электроприемников

,

(2.12)

Определяются максимальные активная, реактивная и полная мощности:

,	(2.13)
,	(2.14)
.	(2.15)

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Силовые трансформаторы являются основным электрическим оборудованием электроэнергетических систем, и служат для передачи и распределения электроэнергии на переменном трехфазном токе от электрических станций к потребителям.

Правильный технически и экономически обоснованный выбор числа и мощности силовых трансформаторов имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения предприятий.

Число трансформаторов определяется требованиями надежности электроснабжения.

В дипломном проекте необходимо установить 2 трансформатора для обеспечения требуемую надёжность электроснабжения.

В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов должна обеспечивать в нормальных условиях питание всех приемников электроэнергии.

Мощность трансформаторов определяется активной нагрузкой объекта и реактивной мощностью, передаваемой от системы в период максимума нагрузок.

Из «Сводной ведомости нагрузок» известно:

Р_М = 3342 кВт;

Q_М = 1763,2 квар;

S_М = 3924,5 кВА.

Так как потребитель относится ко II категории надёжности электроснабжения, выбираем 2 трансформатора. Мощность каждого трансформатора должна обеспечивать питанием всех потребителей и в аварийном режиме, когда один из трансформаторов выходит из строя. Для обеспечения этого условия необходимо умножать S_M на коэффициент 0,7.

По условию по справочнику выбирается 2 трансформатора с соответствующими номинальными параметрами:

Номинальные данные трансформатора

Тип	Мощность, кВА	Номинальное напряжение, кВ	Потери х.х, кВт	Потери к.з, кВт	Напряжение к.з, %	Ток х.х, %
ВН	НН
ТМН – 4000/10	4000	115	11	5,7-6,7	33,5	11,5	1

Электрическая нагрузка имеет переменный характер, и поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах будут изменяться с изменением нагрузки.

Коэффициент загрузки трансформаторов К_З:

Потери мощности и энергии в трансформаторе

Электрическая нагрузка, как правило, имеет переменный характер, и поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях и трансформаторах будут изменяться с изменением нагрузки.

Потери мощности в трансформаторах слагаются из потерь активной (DР_Т) и реактивной (DQ_Т) мощности.

Потери активной мощности состоят в свою очередь из потерь на нагревание обмоток трансформатора, зависящих от тока нагрузки, и потерь на нагревание стали, не зависящих от тока нагрузки.

Потери реактивной мощности слагаются из двух составляющих: потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе и потерь на намагничивание трансформатора.

1. Реактивная мощность холостого хода трансформатора

квар,

где I _Х.Х. – ток холостого хода трансформатора, %;

S_Н.Т. – номинальная мощность трансформатора, кВА.

2. Реактивная мощность, потребляемая трансформатором при номинальной паспортной нагрузке

квар,

где U_К.З. – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

3. Приведенные потери холостого хода трансформатора, учитывающие потери от мощности как в самом трансформаторе, так и создаваемые им в элементах всей системы электрического снабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором

кВт,

где к_И.П. – коэффициент изменения потерь или коэффициент повышения потерь, численно равен удельному снижению потерь активной мощности во всех элементах системы электрического снабжения (от источников питания до мест потребления электрической энергии), получаемому приуменьшении передаваемой мощности предприятию. Коэффициент к_И.П. задается энергосистемой (для нашего района по данным районного энергетического управления ОАО «Татэнерго» К_И.П. = 0,05 кВт/квар);

DR_ХХ – потери мощности холостого хода трансформатора, кВт.

4. Приведенные потери мощности короткого замыкания трансформатора

кВт,

где DR_КЗ – потери мощности короткого замыкания трансформатора, кВт.

5. Приведенные потери мощности в трансформаторе

кВт,

где К_З – коэффициент загрузки трансформатора.

6. Годовые потери электроэнергии в трансформаторе

,

(2.16)

где t_max – годовое время максимальных потерь, определяемое из выражения

часа,

Тогда потери электроэнергии

кВт×час.

2.2 Расчет нагрузок и выбор трансформатора собственных нужд подстанции

Собственные нужды подстанции

Наименование	Мощность, кВт	Количество, шт.	Коэффициент использования	Коэффициент мощности	tg φ
Отопление и освещение	2	-	0,85	1	0
Наружное освещение	2	-	0,65	0,57	1,44
КИПиА	3,5	-	1	0,8	0,75
Обогрев выключателей 110 кВ	1,6	-	0,8	1	0
Обогрев выключателей 10 кВ	1,1	10	0,8	1	0
Вентиляция	1,2	2	0,7	0,8	0,75

Суммарная номинальная мощность:

кВт.

Средняя максимальная мощность за наиболее нагруженную смену с учетом коэффициентов использования:

Эффективное число электроприемников:

Групповой коэффициент использования:

Коэффициент максимума

Расчетная максимальная мощность с учетом коэффициента максимума:

Средняя максимальная реактивная мощность:

Максимальная расчетная реактивная мощность:

Максимальная расчетная полная нагрузка от собственных нужд ПС:

На трансформаторной подстанции 110/10 кВ выбираем 2 трансформатора ТСН ПС ТМ-40/10.

Расчет воздушных линий.

Сечения проводов и жил кабелей должны выбираться в зависимости от ряда технических и экономических факторов

Технические факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:

1) нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным);

2) нагрев от кратковременного тепла током короткого замыкания.

3) потери (падение) напряжения в жилах кабелей или проводах воздушной линии от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах;

4) механическая прочность – устойчивость к механической нагрузке (собственная масса, гололед, ветер);

5) коронирование – фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды.

Работа проводов воздушных линий протекает в особых условиях: они постоянно находятся под высоким напряжением, по ним проходит электрический ток, и, вместе с тем, они постоянно подвергаются воздействию ветра, резких колебаний температуры и влажности воздуха, разрядов молний, гололеда, снега.

Под допустимой нагрузкой неизолированных проводов по условиям нагрева понимается токовая нагрузка, повышающая температуру провода до предельного значения 70 °С при полном безветрии и температуре окружающей среды +25 °С.

Сечения проводов выбираются в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, материала и цепности опор.

Выбранное сечение должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

,

(2.17)

где I_П.А. – расчетный ток в послеаварийном режиме для проверки проводов по нагреву; I_{доп. факт.} – допустимые длительные токовые нагрузки.

При выборе сечений проводов воздушной линии необходимо учитывать ограничения по условиям коронирования и механической прочности. Так при номинальном напряжении 1..110 кВ наименьшие допустимые сечения проводов воздушных линий по условиям механической прочности – 25 мм ².

Расчетная токовая нагрузка равна 3924,5

А,

Из норм ПУЭ (по ГОСТ 839-59) выбирается сталеалюминиевый провод сечением 25 мм ², для которого допустимый длительный ток вне помещений I_доп = 105 А.

Условие I_доп³I_М выполняется, т.к. I_доп = 105 А > I_М = 20,62 А.

Чтобы выбрать экономически целесообразную линию, нужно провести расчет выбора сечения провода по экономической плотности линии. Экономически целесообразное сечение определяется по расчетному току линии I_M и экономической плотности j_эк.

При Т_max = 6000 ч экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов составит j_эк = 1,0 А / мм ²

Экономическое сечение провода

мм²

По экономической плотности тока окончательно выбирается сталеалюминиевый провод сечением 70 мм ², для которого допустимый длительный ток I_ДОП = 210 А.

Дата добавления: 2015-07-15