Рисунок 1. Схема сети 6 кВ

Аэропорт питают две воздушные линии 110 и 35 кВ. Они подходят к питающей подстанции ТП1 (ЦИП).

В качестве ЦРП принята ТП4 , так как она находится в центре всей нагрузки аэропорта. ЦРП обеспечивает высококачественный контроль работы всей распределительной сети аэропорта.

Большинство потребителей питаются по петлевой схеме, которая обеспечивает высокую надежность питания и является предельно простой.

ТП12, ТП13 питаются по одной линии, вторым источником питания для них является дизель-генератор.

Дизель генераторы также необходимо устанавливать на ТП3, ТП4, ТП6, так как они питают потребителей особой группы.

Питание ГРМ и КРМ происходит по низковольтным линиям от ТП3 и ТП6 соответственно. Хотя это и объекты особой группы, в третьем источнике нет необходимости, так как надежность двух низковольтных линий очень высокая.

Категорийность объектов выбирается исходя из значимости для нормальной работы аэропорта.

Электроприемники, от работы, которых зависит безопасность полетов, относятся к приемникам особой группы. В нашем проекте согласно нормам технологического проектирования и рекомендациям ИКАО, следующие электроприемники относятся к особой группе, со следующими допустимыми перерывами в питании.

  ГРМ, КРМ                0          1-15с.

  КДП                          1с.        1с.

  БПРМ                       1с.        15с.

Приемники первой категории – допустимый перерыв питания 15с. Приемники второй категории – допускается перерыв на время ручного переключения.

Вопрос о питании столовой был выяснен в технико-экономическом сравнении. Оказалось, что питание по низковольтной линии от ТП10 более выгодно, чем строить свою подстанцию.

Выбор защитных устройств для линий и ТП не производим, так как это не предусмотрено в задании к данному курсовому проекту.

4. Расчет присоединенной нагрузки.

Расчет присоединенной нагрузки каждого объекта ведется следующим образом. Для осветительных сетей умножаем осветительную мощность Р_у на коэффициент нагрузки К_н и коэффициент спроса К_с. Получаем активную присоединенную мощность осветительной сети данного объекта (потребителя) Р_пр. Для силовых сетей Р_пр получаем аналогично. Реактивную присоединенную нагрузку получаем умножением Р_пр на tgφ, определяемый из заданного cosφ. Затем находим суммарное активное и реактивные присоединенные мощности.

Рассмотрим расчет мощности на примере объекта «Аэровокзал».

Осветительная нагрузка

Р_пр=К_н·К_с·Р_у ;  Р_у=600 кВт, К_с=0.8, К_н=0.2

Р_пр=600·0.8·0.2=96 кВт

Силовая нагрузка

Р_пр=К_н·К_с·Р_у;  Q_пр=Р_пр·tgφ

Р_у=1200 кВт, К_с=0.65, К_н=0.2, cosφ=0,75, tgφ=0,88

Р_пр=1200·0,65·0,2=156 кВт

Q_пр=156·0,88=137.28 квар

ΣР_пр=252 кВт

Σ Q_пр=137 квар

Аналогично рассчитываем мощности других потребителей и сводим их в таблицу 2.

Таблица 2

К_с=0,8 (Приложение 3); Удельная расчетная нагрузка 0.9 кВт

Р_пр=К_н·К_с·Р_у =0,8·0,4·270=86,4 кВт осветительная нагрузка

Р_пр=К_н·К_с·Р_у силовая нагрузка

Q_пр=Р_пр·tgφ силовая нагрузка        Q_пр=86,4·0,2=17,28 квар

5. Технико-экономический расчет.

Если P_l ‹ 20 кВт·км, то его рационально (объект) питать от более мощной подстанции.

Если P_l › 100 кВт·км, то на объекте нужно ставить ТП.

Если 20 ‹ P_l ‹ 100 кВт·км, то нужно делать технико-экономический расчет

При расчете сетей стараются такие технико-экономические решения, которые можно заложить в самом начале технического проектирования и таким образом сразу получить наиболее экономическое решение.

Составим сравнение двух вариантов схем электроснабжения, чтобы узнать какой из них экономически выгоден, установить ТП непосредственно у объекта «столовая» и тянуть высоковольтную линию, либо подводить питание к столовой от ближайшей ТП по низковольтному кабелю.

Вариант 1: Высоковольтная сеть. Электрический расчет

Расчет сечений высоковольтной сети ведется по экономической плотности тока

F_эк=I/J_эк, где J_эк – определяется в зависимости от материала и конструкции, использование максимальной нагрузки Т_max=3000 ч., кабель с бумажной изоляцией, A_l, J_эк=1,6 А/мм²

F_эк=7,75/1,6=4,84 мм²

Ближайшее стандартное значение F_ст=10 мм²,      I_дд=60 А

Находим потери напряжения

Это составляет 0,25% ‹ ΔU_доп=6%

Рассмотрим ПАР

I_пар=7,75·2=15,5 А

Как видим I_пар ‹ I_дд.

Следовательно, кабель сечением 10 мм² подходит.

Экономический расчет.

В случае сооружения ТП на объекте «столовая», согласно приложению 8 затраты составляют 11500 грн. Затраты на сооружение высоковольтной кабельной линии: стоимость кабеля 21400 грн./км (АСБ), стоимость строительных работ 530 грн./км.

(21400+530)·0,32·2=1710 грн.

Учитывая требуемые нормативы ежегодных отчислений приведенных в приложении 4 и Е_н=12% определяем по формуле ежегодные расчетные затраты за счет капитальных вложений:

З=Е_н·К+И=(Е_н+Е_а+Е_о)·К+С_э

Е_н=12% – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.

Е_а=2% – для отчислений на амортизацию

Е_о=2% – для отчислений на обслуживание

С_э – стоимость годовых потерь электроэнергии

З_вл=(0,12+0,094)·41,15+(0,12+0,043)·1,71=2,74 тыс. грн.

Для завершения экономического расчета необходимо еще определить стоимость ежегодных потерь в кабелях. По высоковольтному кабелю в нормальном режиме протекает ток 8 А. Потери в высоковольтном кабеле за 1 год (τ=3000ч.) составляет:

А_вл=3I²rdτ=3·64·3,5·0,32·3000=571 кВт/ч

Стоимость потерь электроэнергии:

С_э=(571/0,8)·1,2=8 грн.

Вариант 2: Низковольтная сеть. Электрический расчет.

Расчет сечений низковольтной сети ведется по минимуму массы проводов и проверяется по допустимой потере напряжения.

Найдем ток в рабочем режиме:

Принимаем ΔU_доп=4,5%=17,1В

Рассчитаем потерю напряжения на индуктивном сопротивлении линии:

Определяем допустимою потерю напряжения на активном сопротивлении линии:

ΔU_адоп= ΔU_доп-ΔU_х=17,1-0,85=16,25В

ρA_l=35 Ом·мм²/км

Определяем сечение

Стандартное ближайшее значение

F_ст=150 мм²                I_дд=305 А

Как видим

I_дд › I_р

Проверим по потери напряжения:

Это составляет 4,2% ‹ ΔU_доп=4,5%

Рассмотрим ПАР:

I_дд › I_пар  сечение подходит

Проверим по потере напряжения:

Это составляет 7,7% ‹ ΔU_доп=4,5+5=9,5%

Экономический расчет.

Как показал электрический расчет по низковольтной стороне, необходимо тянуть один 4-х жильный кабель на 320 м сечением 150 мм². При таком варианте стоимость кабеля с прокладкой составит

(5,07+0,53)·0,32=1,792 тыс. грн.

Также при варианте низковольтной сети необходимо поставить на объекте распределительный щит, общей стоимостью 1,35 тыс. грн. Учтем также, что при присоединении дополнительной мощности к ближайшей ТП, придется увеличивать мощность трансформаторов в этой ТП с 2х160 кВА на 2х250 кВА. Ввиду этого потребуется еще 2000 грн. на сооружение более мощной ТП.

Таким образом, приведенные расчетные затраты составляют:

Знл=4,4·0,214+1,722·0,163=1,233 тыс. грн.

По низковольтному кабелю протекает ток 134 А. Потери в низковольтном кабеле за один год составляет (τ=2000 ч.):

ΔА_нл=3·I·R₀·l·τ=3·17956·0,21·0,32·2000=7240 кВт/ч

Стоимость потерь электроэнергии:

Теперь можно произвести сравнение приведенных годовых народнохозяйственных затрат по обеим вариантам. Нетрудно заметить, что в случае сооружения ТП, расчетные затраты составляют 2,74 тыс. грн., в то время как при прокладке низковольтного кабеля они не превышают 1,233 тыс. грн. Низковольтный вариант экономичнее на 1,51 тыс. грн. По этому ему не обходимо отдать предпочтение.

6. Расчет нагрузок и выбор мощности силовых трансформаторов.

Нагрузку ТП определяют по формуле:

∑Р_i – присоединенная активная суммарная мощность всех ЭП, питающихся от данной ТП.

∑Q_i – присоединенная суммарная реактивная мощность.

Для потребителей первой категории рекомендуется устанавливать 2 трансформатора на ТП. Одно-трансформаторные подстанции встречаются у потребителей второй категории.

При выборе мощности трансформатора необходимо проверить его перегрузочную способность. Для этого определяют максимальную нагрузку по графику суточной нагрузки:

Рисунок 2.

1. Для одно-трансформаторных подстанций выбирать трансформатор с номинальной мощностью больше S_нг.max/1,5 и рассчитать двухступенчатый график нагрузки, период ночной нагрузки S_нг ‹ S_ном и период перегрузки S_нг›S_ном

Рассмотрим пример расчета одно-трансформаторной подстанции для ТП13 (ДПРМ):

S_нг.max=28 кВА

Выбираем трансформатор с номинальной мощностью

S_ном.тр › S_нг.max/1,5=28/1,5=19 кВА ‹ S_тр =25кВА

Берем ТМ-25

К₁=0,68.

где t_i – время, для которого справедливо неравенство Sнг i < Sном *

К_2’=1,1198

где t_i – время, для которого справедливо неравенство Sнг i > Sном *

0.9S_нгmax/S_ном=1,01< К_2’ =1,12

К_гр= К_2’=1,12

t₂=h₂=∑h_i=4

K_з=S_нгmax/n×S_{ном тр}=1,12

Средняя температура окружающей среды зимняя для Симферополя –1,8ºС, учитывая установку трансформаторов внутри подстанции (то есть в помещении), среднюю температуру (зимнюю) увеличиваем на 10ºС, и она будет 8,2ºС.

Берем θ_охл=10ºС

К_{2 табл}=1,4 › К_{2 расч}=1,12

Значит, трансформатор ТМ-25 выдержит запланированные систематические перегрузки.

Аналогичным образом производим расчет остальных одно-трансформаторных подстанций. Результаты, полученные в ходе вычислений заносим в таблицу 3.

2. Рассмотрим пример для двух трансформаторных подстанций, для ТП2 (РСБН-У).

S_нг.max=47 кВА

Для двух трансформаторных подстанций мощность трансформатора должна быть S_тр ≥ S_нг.max/2=47/2=23,5 кВА

Выбираем трансформаторы ТМ-25. Для двух трансформаторных подстанций, как правило, более тяжелыми является послеаварийный режим, когда вся нагрузка приходится на один трансформатор.

Расчет ведется по суточному графику нагрузки (рисунок 2) и рассчитывается К₁, К₂, t₂.

S_ном= S_тр/ S_{нг max}=25/47=0,523

Коэффициент нагрузки:

К₁=0,851

Коэффициент перегрузки:

К_2’=1,47

Так как расчетное значение:

К_2’=0,9 × S_{нг max}/ S_ном=0,9 × 4,7/25=1,692, то принимаем: К_гр=1,692

t2=12,08

К_2табл=1,4

К_2расч › К_2табл=1,4                                   К_з=47/(2 × 25)=0,94

Трансформатор ТМ-25 не выдержит систематических перегрузок, берем ТМ-40.

S_ном=40/47=0,851

Коэффициент нагрузки:

К₁=0,851

Коэффициент перегрузки:

К_2’=1,47

0,9 × S_{нг max}/ S_ном=0,9 × 47/40=1,06

К_2расч =1,18                                   t₂=h₂=∑h_i=4

К_2табл =1,6                                     К_з=47/(2 × 40)=0,59

К_2табл ›К_2расч

Трансформатор ТМ-40 выдержит систематические перегрузки.

Аналогичным образом производим расчет остальных двух трансформаторных подстанций. Полученные результаты заносим в таблицу 3.

Таблица 3

7. Выбор питающих трансформаторов.

При выборе питающих трансформаторов необходимо учесть, что наиболее тяжелым для них является ПАР, когда вся нагрузка приходится на один трансформатор. Следовательно, выбор питающих трансформаторов производим по ПАР.

S_нг.max=3634 кВА

К_отн.нг=0,55

S_нг= S_нг.max/К_отн.нг=3634/0,55=6607 кВА

Ориентировочная мощность:

S_тр≥S_нг/2·К_з.мах=6607/2·0,8=2643 кВА

Для ЦИП выбираем трансформаторы:

ТМН-6,3: ВН=115 кВ; НН=6,3 кВ; Р_хх=13 кВт; Р_кз=50 кВт; I_хх=1%; U_к=10,5%;

ТМН-6,3: ВН=53 кВ; НН=6,3 кВ; Р_хх=9,4 кВт; Р_кз=46,5 кВт; I_хх=0,9%; U_к=7,5%;

8.Расчет потерь напряжения и мощности в трансформаторах.

Так как трансформаторы имеют значительное внутреннее сопротивление, то имеем потери напряжения в трансформаторе. Потери напряжения наиболее удобно определять в относительных величинах.

ΔU_т*=R_т**P_нг*+Х_т**Q_нг*

R_т* – активное относительное сопротивление тр-ра:        R_т*=P_r/S_ном

Х_т*– относительное индуктивное сопротивление тр-ра

P_нг* и Q_нг*– относительные активная и реактивная нагрузки:

P_нг*= P_нг/S_ном.тр                                         Q_нг*= Q_нг/S_ном.тр

Трансформаторы являются потребителями реактивной мощности:

S_нг*=S_нг.мах/S_ном

Потери активной мощности:

ΔP=P₀+P_k*S_нг*²

Рассмотрим пример расчета для ТП2:

Р_к=0,88 кВт; Р₀=0,17 кВт; U_к=4,5%; I_хх=3%;

S=47 кВА

Находим R_т=0,88/40=0,022

Х_т*=0,039

P_нг*=38/40=0,95; Q_нг*=28/40=0,7; ΔU_т*=0,022 · 0,95+0,39 · 0,7=0,0482

ΔU_т=4,8%=18 В

Р=0,17+0,88*0,3481=0,48 кВт*2=0,96 кВт

Аналогично рассчитываем потери напряжения и мощности для остальных трансформаторов и заполняем таблицу 4.

Таблица 4

ΔU для двух трансформаторных подстанций следует разделить на 2.

Вывод: ΔР и ΔQ можно усреднить:

ΔР=3,78 кВт

ΔQ=20,4 квар

И в дальнейшем не усложнять себе работу лишними расчетами.

ΔU в двух трансформаторных подстанциях составляет в среднем 2,2%, а у одно-трансформаторных подстанций ΔU=4,9%

2,2%<4,9%

То есть потери в одно-трансформаторных подстанциях почти в 2,2 раза больше чем у двух трансформаторных подстанций. Это происходит по тому, что двух трансформаторные подстанции работают в нагруженном режиме.

9. Определение присоединенной нагрузки с учетом потерь мощности в трансформаторах.

Присоединенная нагрузка определяется с учетом количества электрических приемников питаемых от ТП, плюс потери в трансформаторе.

Пример расчета для ТП2 (РСБН-У): мощность электроприемников:

S_нгмах=47 кВА

Потери: Р=38 кВт                     Q=28 квар

              ΔР=0,96 кВт                ΔQ=3,7 квар

Мощность нагрузки:

∑Р=Р+ΔР=38+0,96=38,96кВт

∑Q=Q+ΔQ=28+3,7=31,7квар

Р+jQ=38.96+j31,7, так как на ТП2 2 трансформатора, то вся нагрузка приходится на 2 линии. Составим таблицу 5 с учетом потерь.

Таблица 5

10. Расчет потока мощности по участкам в рабочем режиме.

S_л1=(1279+j824)кВА                   S_л8=248+j134

S_л2=1240+j792                            S_л9=1768+j1390

S_л3=278+j153                              S_л10=1642+j1276

S_л4=248+j134                              S_л11=1522+j1179

S_л5=909+j598                              S_л12=935+j797

S_л6=51+j39                                  S_л13=392+j274

S_л7=24+j18                                  S_л14=30+j19

1, 2...– номера точек при расчете токов короткого замыкания на ЭВМ.

         – коэффициенты схемы (КС).

11.Расчет сечений кабелей высоковольтной сети аэропорта в рабочем режиме.

Сечение проводов высоковольтной линии электропередачи, рекомендуется выбирать по экономической плотности тока, т.е. такой плотности при которой расчетные затраты получаются минимальными.

В ПУЭ для определения экономического сечения проводов линии рекомендуется пользоваться формулой: F_эк=I_max/ J_эк

I_max – максимальная нагрузка при нормальной работе сети.

J_эк – экономическая плотность тока А/мм², берется в зависимости от материала, конструкции кабеля и Т_н (число часов использования максимально активной нагрузки).

Пример расчета сечения кабеля на участке 1 (линия 1).

Суммарная мощность:∑S=1279+j824=1521кВА,    Код=0,8

Найдем рабочий ток:

I_1p=117 A

Так как кабель алюминиевый с бумажной изоляцией (пропитанной) принимаем:

J_эк=1,6А/мм²      (Тм=3000 часов)

Находим сечение: F_эк= I_max/ J_эк=117/1,6=73мм²

Стандартное ближайшее значение F_ст=70мм² с I_дд=190 А. Как видим, кабель проходит по току.

Составляем таблицу 6 значений остальных сечений сети для рабочего режима:

Таблица 6

Проверим данную сеть на потери напряжения. В сети 6 кВ они должны быть ΔU=(6–8)%.

Потери напряжения находим по формуле ΔU=(∑Р_лі*R_лі*li+∑ Q_лі*X_лі*l_i)/U

Расчет ведется по наиболее удаленной точке сети и с учетом Код.

Самой удаленной точкой линии является ТП13 DU=342 В

Это составляет 5,7% и удовлетворяет условию ΔU_доп=6%

12. Расчет низковольтной сети.

Этот расчет ведется по допустимой потере напряжения и по минимуму массы проводов. Требования ГОСТ 13109-76 можно удовлетворить, если потери напряжения в отдельных элементах сети не будет превышать некоторых допустимых значений.

Петлевая сеть: (штаб, столовая).

Л2 в рабочем режиме не участвует. Примем ΔUдоп=4,5%=17,1В. Потеря напряжения на индуктивном сопротивлении линии:

ΔUх1=(Хо∑Q*l)/U=(0,06*9*0,3)/0,38=0,43 В

ΔUх2=(0,06*16*0,1)/0,38=0,25 В

ΔUх3=(0,06*16*0,32)/0,38=0,81 В

Допустимые потери на активном сопротивлении линии:

ΔUа доп1= ΔUдоп-ΔUх=17,1-0,43=16,67 В

ΔUа доп2=17,1-0,25=16,85 В

ΔUа доп3=17,1-0,81=16,29 В

F1=(ρ*∑li*Pi)/(ΔUа доп.* ΔUн)=121 мм²;    F2=47 мм²;     F3=155 мм²

F1ст=120 мм²;    F2ст=50 мм²; F3ст=150 мм²

Iдд=270 А > Ip=111 A

Iдд=165 А

Iдд=305 А > Ip=133 A

Проверим по ΔU

ΔU1=15 В       Это составляет 4,1% < ΔUдоп  =4.5%

ΔU3=16 В       Это составляет 4,2% < ΔUдоп  =4.5%

Проверим ПАР:

		Л1		Л2

I1пар=244 А < Iдд              проходит

I2пар=133 А < Iдд              проходит

Проверим потерю напряжения:

ΔU=48,7 В

Это составляет 10,9% > 4,5%+5%=9,5%

Увеличиваем Л1: Fст=150мм²      Iдд=305 А

Увеличиваем Л2: Fст=120мм²      Iдд=270 А

ΔU=37 В

Это составляет 8,9% < 9,5%

Обрыв Л1

Расчет аналогичен предыдущему

ΔU=35,5 В; Это составляет 9,3% < 9,5% – проходит

ΔU=12,5 В; Это составляет 3,3% < 4,5% – проходит

Низковольтная сеть. (3 мат. склада.)

		Л1		Л2		Л3

Iр1=76 А;      Iр2=50 А;      Iр3=26 А;

ΔUх=0,86 В;     ΔUа.доп.=17,1-0,68=16,42 В

F1=36 мм²;             Fст     =35мм²;      Iдд=135 А

F2=18 мм²;             Fст     =16мм²;      Iдд=90 А

F3=9 мм²;               Fст     =10мм²;      Iдд=65 А

ΔU=45 В;        11,8% > 9.5% не подходит.

Подбираем другие сечения

F1, 2, 3=50 мм²;        Iдд=165 А;

ΔU=15,9 В;    4,2% < 4,5%;

Рассмотрим ПАР:

I1пар=151 А

I2пар=101 А

I3пар=50 А

ΔU=32 В

Это составляет 8,4% и удовлетворяет условие ΔUдоп=9,5%;

Низковольтная сеть (ГРМ).

ΔUдоп=17,1- 0,54=16,56 В9

F=25 мм²;               Fст     =25мм²;      Iдд=115 А;

ΔU=15,2 В;      4% < 4,5%;

В ПАР:                Iпар=57 А;

ΔU=30 В;         8% < 9,5%;

13. Расчет токов короткого замыкания.

Расчет Iк.з на шинах силового трансформатора на низкой стороне.

Используя таблицу, принимаем среднее геометрическое расстояние между проводом 0,4 мм, Х0=0,4 Ом/м для проводов марки АС линии эллектро передач. Относительное реактивное сопротивление:

Xл1*=0,361

Хл2= 2,226;

Относительное индуктивное сопротивление трансформаторов:

Хтр*1=Uк1/100*Sб/ Sном=0,4*40*300/1,1*12100=5

Хтр*2=3,57

Точки короткого замыкания:

Iк1*’’’=Е*/(Хс”+Xл1*+Хтр*1)=0,18

Iкз1*’’’=5,18 кА

Iк2*’’’=0,16

Iкз2*’’’=4,6 кА

14. Проверка термической устойчивости кабеля от действия тока короткого замыкания.

Для расчета берем кабель, у которого сечение имеет наибольшую разницу с предыдущим сечением. Для примера возьмем высоковольтный кабель с F=10мм², Iдд=60 А, Iр=6 А на линии 6, Ік’’’=0.95 кА

Определим первоначальную температуру кабеля:

Qнач=Δt(Iр/ Iдд)²+tокр. ср.

Qнач=Qдд-Qном=60-15=45°С

Qдд=60°С;          Qном=15°С

Q=15°С

По графику находим при Q=15°С;        Ан=1500(А²*с)/(мм²)

Зная max допустимую температуру нагрева алюминия, находим Акз.

При нагреве кабеля при токе короткого замыкания до температуры Qкз=200°С величина Акз.’=14000 (А²*с)/(мм²)

Тогда ΔА=Акз.’-Ан=12500(А²*с)/(мм²)

Зная это значение можно определить допустимое значение времени короткого замыкания,  за которое кабель нагреется до Qдоп

t=ΔА*F²/ Iкз²=1,4 с

По результатам можно сделать вывод, что при установке защиты на этом участке, при коротком трехфазном замыкании защита должна сработать меньше чем за 1,4 с, иначе будет наблюдаться перегрев кабеля, что приведет к разрушению изоляции и пробою кабеля на этом участке.

15.Закон регулирования напряжения.

Закон регулирования напряжения необходим для обеспечения качества электроэнергии (напряжения) в электросети. Для этого необходимо выбрать две точки сети: наиболее «близкую» и наиболее удаленную в электрическом отношении от источника питания. Если потери в линии до данного объекта превышают 2,5%, то их можно регулировать отпайками трансформатора. Нам задан диапазон регулирования на шинах питающей подстанции, в зависимости от колебания нагрузки.

Потери в линиях рассчитываем по формуле ΔUl=(Pлi*Roi+Qлi*Xoi)*li/Uн

ΔU1=137 В; 2,3%.                         ΔU2=52 В; 0,9%.

ΔU3=18 В; 0,3%.                           ΔU4=45 В; 0,7%.

ΔU5=78,2 В; 1,3%.                        ΔU6=19,54 В; 0,3%.

ΔU7=51,1 В; 0,9%.                        ΔU8=67 В; 1,1%.

Анализируя схему аэропорта, и просчитав потери в элементах сети принимаем, что в роли ближних точек будут: Б1 – РСБН-У (ТП2)

Б2 – автобаза (ТП10),

а в роли дальних: Д1 – ГРМ

Д2 – столовая

Схема для расчета закона регулирования

Все потери в линиях обозначены на рисунке 9. Сечение линий приведены в таблице 6. Отклонения напряжения на линиях питающей подстанции при Imax+7%, при Imin+2%. Потери в высоковольтной линии:

до ТП2: ΔUвв max=2,3%;

до ТП3: ΔUвв max=3,2%;

до ТП10: ΔUвв max=5,6%.

Потери  низковольтной линии:

Д1: ΔUнв max=4%;

Д2: ΔUнв max=4,2%.

Так как соотношения токов при максимуме и минимуме нагрузки по заданию при Imax/ Imin=3, то чтобы найти потери при минимуме нагрузки, максимальные потери соответственно нужно уменьшить:

до ТП2: ΔUвв min=0,77%;

до ТП3: ΔUвв min=1,1%;

до ТП10: ΔUвв min=1,9%.

Д1: ΔUнв min=1,3%;

Д2: ΔUнв min=1,4%.

ΔUт – в таблице 4 (пункт 8)

ΔUнв – при расчете низковольтной сети (пункт 13)

Uвых= + 5%+ ΔUвв+ ΔUti+ ΔUнв

            Uвых max=5+2,3+4,8=12,1

1Б

Uвых min=5+0,77+1,6=7,37

            Uвых max=5+5,6+4,2=14,8

2Б

Uвых min=5+1,9+1,4=8,3

            Uвых max=-5+3,2+3,96+4=6,16

1Д

Uвых min=-5+1,1+1,32+1,3=-1,28

            Uвых max=-5+5.6+4,2+4,2=9

2Д

Uвых min=-5+1,9+1,4+1,4=-0,3

Рассчитаем потерю напряжения в силовом трансформаторе

ΔUт=Рк* Рнг/Sн²+ Uк* Qнг/(100*Sн)

ΔUтo=0,015=1,5%

Оценим необходимость использования трансформатора с РПН, возможно ли регулировать напряжение этим трансформатором в полученной зоне регулирования

Ето=+5%+ΔUтo-ΔUвх+ΔUвв+ΔUтi+ ΔUнв

ΔUвых=ΔUвх-ΔUто+Ето

Ето – относительное изменение напряжения на вторичной обмотке трансформатора за счет уменьшения коэффициента трансформации отпайки.

ΔUвх=7% при Sнгмах; ΔUвх=2% при Sнгмin

Ето=ΔUтo-ΔUвх+ΔUвых

            Ето max=12,1-7+1,5=6,6

1Б

Ето min=7,37-2+0,5=5,87

            Ето max=14,8-7+1,5=9,3

2Б

Ето min=8,3-2+0,5=6,8

            Ето max=6,16-7+1,5=0,66

1Д

Ето min=-1,28-2+0,5=-2,78

            Ето max=9-7+1,5=3,5

2Д

Ето min=-0,3-2+0,5=-1,8

Смысл графиков заключается в том, что если отключение напряжения на выходе питающего трансформатора будет, находится в пределах зоны, ограниченной прямыми, напряжение на нагрузке не выйдет за пределы допуска. В данном случае используется, как видно из графиков, трансформатор без РПН. Трансформатор с ПБВ следует установить на отпайку “0”.

16.Выбор косинусных конденсаторов.

Определим полную мощность аэропорта при максимуме и минимуме нагрузки.

Sнг.max=2249кВА

Sнг.min=2249/3=750кВА

Кабельные линии являются одновременно потребителями и генераторами реактивной мощности. Это необходимо учитывать при выборе конденсаторных батарей. Qпотр=3*I²*Xo*l;   Qген=U²*bo*l

Например, для кабеля на линии 9 (l=1,21 км; F=120 мм²; I=184 A)

Qпотр=3*184²*0,076*1,21=9340 ВАР

Qген=6000²*146*0,000001*1,21=6360 ВАР

Результаты аналогичных вычислений для остальных кабелей заносим в таблицу 7.

Находим прибавку реактивной мощности за счет кабельных линий

ΔQmax=∑Qген-∑Qпотр max=18247-23313=-5,06 кВАР

ΔQmin=∑Qген-∑Qпотр min=18247-10592=7,65 кВАР

Определяем реальные реактивные мощности:

Qнагр mах=1395,06;            Qнагр min=465,02 квар

Определяем полные мощности:

Smax=2252 кВА

Smin=751 кВА

Находим реальные коэффициенты мощности:

cosφmax=∑ Pнагр mах/Smax=0,79

cosφmin=∑ Pнагр min/Smin=0,78

Требуемый энергосистемой коэффициент мощности cosφсист=0,95

Мощность конденсаторных батарей мы определяем по формуле:

Qkmax=∑ Pmах*(tgφд- tgφmp)

φmp – требуемый угол, т.е. соответствующий 0,95

tgφmp=0.33

tgφд – действительный угол, т. е. соответствующий:

max       tgφд=0,78;   min         tgφд=0,8

Qkmax=796 квар;               Qkmшт=277 квар

Чтобы скомпенсировать эту мощность надо поставить батареи, где они будут наиболее эффективны. Это будут места где протекают большие реактивные мощности на высоковольтной стороне

cosφ после установки КБ: cosφ=0.947

17. Эксплуатация кабельных линий.

1. После прокладки кабеля представители организаций электромонтажной, строительной и заказчика, осмотрев трассу, составляют акт на скрытые работы и дают разрешение на засыпку траншеи, засыпку производят после всех муфт и испытания кабеля повышенным напряжением.

2. Все кабельные изоляции по инструкции должны изготовляться из несгораемых материалов.

3. Вводы кабелей из траншей в здание при отсутствии вентилируемого подполья должны выполняться выше нулевой отметки. При открытой площадке кабели необходимо защищать от прямых солнечных лучей.

4. Кабели со сплошными порывами, задирами и трещинами шлангов необходимо отремонтировать или заменить.

5. Каждая кабельная линия должна иметь свой номер или наименование. В кабельных сооружениях бирки маркировки устанавливают не реже, чем через 5 лет.

6. После монтажа кабелей до 1 кВ проверяют целостность и фазировку кабеля, сопротивление изоляции и сопротивление заземления концевых зацепок. Сопротивление изоляции измеряется мегомметрами на напряжении 2,5 кВ, которое должно быть не менее 0,5 МОм, после одноминутного испытания и производится один раз в 5 лет, а кабель с резиновой изоляцией проверяется ежегодно.

7. Необходимо 2 раза в год контролировать нагрузку кабеля (1 раз обязательно в период ее максимальной нагрузки).

8. Осмотр кабельных трасс производится не реже одного раза в 3 месяца, концевых муфт и кабельных колодцев 2 раза в год. Внеочередные обходы производятся в период паводков и стихийных бедствий.

9. Необходимо следить за состоянием пикетов, предупреждать раскопки вблизи трасс, появление дорог, свалок мусора над трассами.

10. Один раз в 3 года кабели должны испытываться повышенным напряжением выпрямленного тока. Испытания проводят для каждой фазы отдельно, путем плавного подъема напряжения, начиная от 0,3, со скоростью, не превышающей 1% в секунду. При достижении требуемого значения напряжения стабилизируется в течение 10 минут и контролируется ток утечки, который должен постоянно уменьшаться или оставаться постоянным. В случае его нарастания испытания продолжаются до пробоя изоляции или стабилизации тока утечки. После плавного отключения кабель должен быть разряжен через небольшое сопротивление.

11. Земляные работы вблизи трасс должны выполняться в присутствии представителя эксплуатирующей организации. Не допускаются раскопки машинами вблизи одного метра, а ударных механизмов на расстоянии менее 5 метров от кабеля.

12. Открытые муфты и откопанные кабели должны подвешиваться к перекинутым через траншею брусам, причем муфты должны закрываться коробками.

13. Перед вскрытием кабеля необходимо удостоверится, что он отключен (прокол кабеля заземленной стальной иглой).

14. Перекладывать кабели и переносить муфты можно только после отключения кабельной линии. Работы производятся в диэлектрических перчатках, поверх которых надевают брезентовые рукавицы с группой по электробезопасности не ниже V, а для кабеля до 1 кВ не ниже IV.

Список литературы: