Расчет электроснабжения станкостроительного завода (стр. 9 из 21)

, (4.7)

где К_сд - коэффициент загрузки СД по активной мощности

, (4.8)

где Р_нз, Р_н - заданная и номинальная мощности СД, соответственно 1417,5 и 630 кВт,

квар

При дальнейшем расчете используются наименьшее значение Q_э1, т.е. значение Q_э1 рассчитанное I способом по формуле (4.2)

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 К_рм - коэффициент разновременности максимума нагрузок, равный 0,95;

Р_S - принимается равной Р_р_S = 14497,05 кВт;

Q_э1 - 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 К_з - 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

U_н, кВ	Расчет		Тип, мощность и количество трансформаторов	Потери, кВт		I_хх, %	U_кз, %
U_н, кВ	S_м.гпп, кВА	S_ном.т, кВА	Тип, мощность и количество трансформаторов	ХХ	КЗ	I_хх, %	U_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 DW_тр определяются по следующей формуле:

, (4.11)

где Т_вкл - время включения, принимаемое равным 8760 ч.

t_м - 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

U_н, кВ	S_н.тр кВА	К_з	P_тп, кВт	Q_х, квар	Q_к, квар	Q_тп, квар	P`_х, кВт	P`_к, кВт	P_тп, кВт	W_тр, 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 I_м - допустимый ток, А;

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

, (6.2)

где S_м - суммарная полная мощность с учетом потерь.

, (6.3)

Производится расчет на наряжение110 кВ

кВА

А,

мм²

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

Проверка по допустимому току

, (6.3)

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 DW_а 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;

R_о - удельное сопротивление линии.

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

Таблица 6.1 Технико-экономические характеристики ЛЭП.

U_н, кВ	S_м,кВА	I_м, А	F_э, мм²	I_доп, А	R_o, ом/км	Марка провода	t_м, ч	W_а, 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: