Смекни!
smekni.com

Расчет электроснабжения станкостроительного завода (стр. 9 из 21)

, (4.7)

где Ксд - коэффициент загрузки СД по активной мощности

, (4.8)

где Рнз, Рн - заданная и номинальная мощности СД, соответственно 1417,5 и 630 кВт,

квар

квар

При дальнейшем расчете используются наименьшее значение Qэ1, т.е. значение Qэ1 рассчитанное I способом по формуле (4.2)

квар

квар

4.2. Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП

Как было отмечено выше, основную долю нагрузки предприятия составляют потребители II категории, для питания которых используются два масляных трансформатора.

Выбор мощности производится для двух напряжений: 110кВ и 35 кВ.

Определение полной мощности производится по формуле

, (4.9)

где Крм - коэффициент разновременности максимума нагрузок, равный 0,95;

РS - принимается равной РрS = 14497,05 кВт;

Qэ1 - принимается равной

квар для 110 и
квар для 35 кВ.

Для 110 кВ

кВА

Если на ГПП устанавливается два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию

, (4.10)

кВА

где Кз - коэффициент загрузки равный 0,8.

Выбор силового трансформатора производится по таблице 5.2.2 /15/.

Расчет и выбор силового трансформатора на 35 кВ производится аналогично и сводится в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 Паспортные данные силового трансформатора

Uн, кВ Расчет Тип, мощность и количество трансформаторов Потери, кВт Iхх, % Uкз, %
Sм.гпп, кВА Sном.т, кВА ХХ КЗ
110 14943,21 9339,51 2хТДН-10000/110 15,5 60,0 0,7 10,5
35 14784,14 9240,09 2хТМ-10000/35 14,5 65,0 0,8 7,5

4.3. Расчет потерь мощности и энергии в трансформаторах

Данный расчет производится аналогично п. 3.5.

Результаты расчетов сведены в таблицу 4.3

Потери энергии в трансформаторе DWтр определяются по следующей формуле:

, (4.11)

где Твкл - время включения, принимаемое равным 8760 ч.

tм - время максимальных потерь, равное 4573,8 ч.

622315,78 кВт ч

Определение потерь мощности и энергии, в трансформаторах на 35 кВ производится аналогичным образом и сводится в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 Потери мощности и энергии в трансформаторах

Uн, кВ Sн.тр кВА Кз Pтп, кВт Qх, квар Qк, квар Qтп, квар P`х, кВт P`к, кВт Pтп, кВт Wтр, кВт ч
110 10000 0,75 98,5 70 1050 1321,25 19 112,5 164,56 911751,56
35 10000 0,74 100,19 80 750 981,4 18,5 102,5 149,26 837565,64

5. Выбор принципиальной схемы подстанции

Выбирается схема ГПП с перемычкой с высокой стороны, что повышает надежность электроснабжения. При нормальном режиме перемычка разомкнута. ГПП выполнена на основе блочного типа КТПБ-110/10.

Упрощенная схема ГПП приведена на рисунке 5.1.

Рисунок 5.1 Типовая схема подстанции 110/10кВ.


6. Выбор рационального напряжения питающих ЛЭП

6.1. Расчет и проверка питающих ЛЭП

Выбор питающих ЛЭП производится по экономической плотности тока.

Определение экономического сечения производится по формуле

, (6.1)

где Iм - допустимый ток, А;

Jэ - экономическая плотность тока, принимаемая по таблице 1.3.36 /6/

, (6.2)

где Sм - суммарная полная мощность с учетом потерь.

, (6.3)

Производится расчет на наряжение110 кВ

кВА

А,

мм2

Принимается провод АС-70/11 с допустимым током Iдоп=265 А, Ro = 0,43 Ом/км

Проверка по допустимому току

, (6.3)

А

Данный провод удовлетворяет условиям короны – сечение провода должно быть не меньше 70 мм2

Расчет на 35 кВ производится аналогично данные сведены в таблицу 6.1.

При строительстве ЛЭП принимается железобетонные опоры с двусторонним питанием.

6.2. Определение потерь энергии в ЛЭП

Расчет потерь энергии в ЛЭП DWа производится по формуле

, (6.4)

где n - число питающих линий, равное 2;

R - сопротивление линии, Ом

, (6.5)

где L - длина ЛЭП, принимаемая равной 27 км, см.п. 1.1;

Rо - удельное сопротивление линии.

Расчеты для ЛЭП на 110 и 35 кВ сводятся в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Технико-экономические характеристики ЛЭП.

Uн, кВ Sм, кВА Iм, А Fэ, мм2 Iдоп, А Ro, ом/км Марка провода tм, ч Wа, кВт×ч
110 15473,23 40,61 36,92 265 0,43 АС-70/11 4573,8 500390,19
35 14930,53 123,14 111,95 390 0,25 АС-120/19 4573,8 2808862,6

6.3. Технико-экономическое обоснование напряжения питающих

ЛЭП с учетом стоимости ГПП.

Схема подключения завода к шинам районной подстанции

Рис. 6.1. а) Электроснабжение предприятия на U = 110 кВ

б) Электроснабжение предприятия на U = 35 кВ

Окончательное решение о принятии варианта напряжения питающих линий должно обосновываться технико-экономическими показателями системы в целом.

Схема внешнего электроснабжения приведена на рис. 6.1.

Минимум приведенных затрат

(6.6)

где

(см. таблица 4.1);

- полная стоимость сооружения ЛЭП;

- полная стоимость оборудования ГПП;

- стоимость издержек на потери в ЛЭП;

- стоимость издержек на потери в трансформаторах.

Стоимость сооружения ЛЭП рассчитывается по формуле:

(6.7)

где

- удельная стоимость сооружения 1 км ЛЭП;

- коэффициент удорожания;

- длина ЛЭП.

Стоимость оборудования ГПП рассчитывается по формуле:

(6.8)

где

- стоимость разъединителей;

- стоимость выключателей;

- стоимость ОПН;

- стоимость короткозамыкателей;

- стоимость отделителей;

- стоимость трансформаторов.

Издержки на потери в ЛЭП рассчитываются по формуле:

(6.9)

где

- стоимость 1 кВт×ч потерь.

Издержки на потери в трансформаторах рассчитываются по формуле: