, (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 кварПри дальнейшем расчете используются наименьшее значение Qэ1, т.е. значение Qэ1 рассчитанное I способом по формуле (4.2)
квар квар4.2. 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
кВАЕсли на ГПП устанавливается два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определяется по условию
, (4.10) кВАгде 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 чОпределение 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) АДанный 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
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: