практики. Расчетное_задание (2). Расчетное задание Расчетное задание выполняется в форме домашнего задания. Исходные данные I
 Скачать 0.56 Mb.
|
|
Расчетное задание Расчетное задание выполняется в форме домашнего задания. Исходные данные: I. Схема СЭС. Схема системы электроснабжения промышленного предприятия (ГРП1), oднoro района города (РП1), а также тяговой подстанции городского электротранспорта (п/ст 2) от районной подстанции 110/10 кВ, получающей электроэнергию от двух энергосистем (ЭС 1 и ЭС 2), представлена на рис. 1. II. Краткая характеристика системы электроснабжения. Районная подстанция получает электроэнергию по линиям Лl и Л2 длиной, соответственно, l1 и l2, номинальное напряжение 110кВ. На ней установлено nl трансформаторов мощностью S1 каждый с расщепленными обмотками 10 кВ. Сопротивление энергосистем ЭС 1 и ЭС 2 равны 0 (для расчета токов короткого замыкания). На расстоянии l1ГР от этой подстанции расположена ГРП1 промышленного предприятия 1, схема электроснабжения которого приведена на рис. 1. Расстояние между ТП цехов 200-300 м, расстояние до первого ТП каждого цеха – 150 м. Число ТП на магистральной линии 10кВ, отходящей от ГРП1–n6, n7, n8, n9, мощности трансформаторов, соответственно, S6, S7, S8, S9. Тот же смысл имеют обозначения для РП 1 потребителей города, но расстояния между их ТП следует принимать 400-450 м. На расстоянии lТПР от районной подстанции находится тяговая подстанция городского электротранспорта с числом трансформаторов n11, мощность каждого из которых S11. На этой подстанции осуществляется шестипульсная система выпрямления. Все кабельные линии 10кВ проложены в земле, токоведущие жилы алюминиевые. В послеаварийном режиме допускается перегрузка этих кабельных линий на 30%, трансформаторов ТП 10/0,4 кВ на 60%. Все выключатели 110 и 10кВ с двух сторон оборудованы разъединителями. В ТП 10/0,4 кВ на стороне высшего напряжения установлены выключатели нагрузки. Схемы РУ 10кВ ТП типовые – на 2 или 4 присоединения. III. Выполнить: Для заданной схемы системы электроснабжения требуется: 1. Определить вероятностно-статистические характеристики нагрузок всех элементов системы электроснабжения 110-10кВ, а также расчетные значения с заданной вероятностью их превышения γ = 0,00135.  Рис. 1. Схема системы электроснабжения. 2. Произвести выбор сечений кабельных линий 10 кВ, воздушных линий 110 кВ и мощностей трансформаторов районной подстанции (по нагрузкам нормальных и послеаварийных состояний (режимов), и токам коротких замыканий с проверкой по допустимым значениям потерь напряжения). 3. Рассчитать интегральные характеристики отклонений напряжения на шинах 0,4 кВ самого электрически удаленного и самого электрически близкого ТП каждого типа потребителя, а также вероятности выхода отклонений напряжения за допустимые пределы. 4. Провести выбор диапазона регулирования РПН на трансформаторах районной подстанции в нормальном и послеаварийном режимах, удовлетворяющего допустимым отклонениям напряжения у потребителей 0,4 кВ с заданной интегральной вероятностью. IV. Допущения. При выполнении расчетов используются следующие условия и допущения: Нагрузки всех ТП приведены к шинам 10кВ. Коэффициент мощности нагрузок не меняется во времени. Значения нагрузок всех головных участков линий и трансформаторов районной подстанции распределены по нормальному закону. который определяется математическим ожиданием и среднеквадратическим отклонением. Математическое ожидание нагрузки каждой ТП равно среднему значению мощности за рассчитываемый период времени Т. Среднее значение мощности определяется по средней загрузке трансформаторов ТП. Коэффициенты вариаций активных и реактивных нагрузок равны. Связь между режимами электропотребления промышленного предприятия, районом города и тяговой подстанции характеризуется корреляционной матрицей между изменениями активных мощностей в течение времени Т. Связь между режимами изменения активной и реактивной мощности принимается функциональной (по среднему значению коэффициента мощности). Диапазон регулирования напряжения на трансформаторах районной подстанции и ступени РПН устанавливаются стандартными для выбранного типа трансформаторов. При перегрузке линии 110 кВ и (или) трансформатора 110/10 кВ в послеаварийном режиме протекающая по ним мощность может быть снижена до максимально допустимой величины в результате отключения части нагрузок. При перегрузке элемента сети 10кВ и 0,4 кВ отключается сам элемент. Ограничения по пропускной способности обусловлены длительно допустимым током по нагреву. V. Исходные данные. Варианты длин линий приведены в таблицах 1 и 2.   Среднегодовая мощность нагрузки каждой подстанции и каждого трансформатора п/ст 2 показаны в таблице 3.  Коэффициенты вариации по активной мощности и коэффициенты мощности для коммунально-бытовой, промышленной и электротяговой нагрузки приняты, соответственно, Кв = 0,25; 0,15; 0,4; cos φ = 0,9; 0,85; 0,95. Вероятностные взаимосвязи между нагрузками тяговой подстанции, РП 1 и ГРП 1 показаны в таблице 4.   VI. Варианты. В таблице 6 каждая строка означает:      Примечание. 1я цифра шифра означает номер варианта в табл. 1, 2я - в табл. 2, 3я в табл. 3, 4я в табл. 4, 5я в табл. 5. VII. Технология выполнения задания: a. Составляется схема замещения электрической сети, определяются вероятностно-статистические характеристики нагрузок всех элементов системы электроснабжения 110-10кВ, а также расчетные значения с заданной вероятностью их превышения γ = 0,00135. Производится выбор сечений кабельных линий 10 кВ, воздушных линий 110 кВ и мощностей трансформаторов районной подстанции (по нагрузкам нормальных и послеаварийных состояний (режимов), и токам коротких замыканий с проверкой по допустимым значениям потерь напряжения). b. Рассчитываются интегральные характеристики отклонений напряжения на шинах 0,4 кВ самого электрически удаленного и самого электрически близкого ТП каждого типа потребителя, а также вероятности выхода отклонений напряжения за допустимые пределы. Проводится выбор диапазона регулирования РПН на трансформаторах районной подстанции в нормальном и послеаварийном режимах, удовлетворяющего допустимым отклонениям напряжения у потребителей 0,4 кВ с заданной интегральной вероятностью. Пункт VII.a – сдается как КМ3 Пункт VII.b – сдается как КМ4 Минимальный объем расчетного задания составляет 30 страниц |