Дипломная работа: Расчет электроснабжения станкостроительного завода

= 0,256 тыс. руб.

Определение Qсд.эS производится по формуле (4.5)

 квар

Если окажется, что Qсд.эS > Qсд , то принимаем Qсд.эS = Qсд ,определяемый по формуле

,     (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

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

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.

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:

   (6.10)

Стоимость 1 кВт заявленной мощности рассчитывается по формуле:

  (6.11)

где ,  - для 35 кВ, ,   - для 110 кВ, ч.

1)  Рассчитаем капитальные затраты для напряжения 35 кВ:

Издержки на потери в ЛЭП:

- издержки на потери в трансформаторах:

 - стоимость сооружения ЛЭП:

Стоимость оборудования ГПП:

 - стоимость разъединителей РНДЗ – 35/400 УХЛ 1

 - стоимость выключателей ВВС-35-20/630 УХЛ1

 - стоимость ОПН -35/40,5/10/1 – III УХЛ 1

 - стоимость короткозамыкателей КЗ – 35

 - стоимость отделителей ОД – 35/600

 - стоимость трансформаторов ТМ – 10000/35

 - стоимость ГПП

Капитальные затраты на 35 кВ:

2)  Рассчитаем капитальные затраты на 110 кВ:

 - издержки на потери в ЛЭП:

 - издержки на потери в трансформаторах:

 - стоимость сооружения ЛЭП:

Стоимость оборудования ГПП:

 - стоимость разъединителей РДЗ-110/1000 - УХЛ1

 .

 - стоимость выключателей ВВС-110-20/630 УХЛ1

 - стоимость ОПН 110/73/10 400 1 УХЛ 1

 - стоимость короткозамыкателей КЗ-110

 - стоимость отделителей ОД-110/600

 - стоимость трансформаторов ТДН-10000/110

 - стоимость ГПП

Капитальные затраты на 110 кВ:

Сравнение приведенных затрат показывает, что стоимость варианта электроснабжения на напряжение 110 кВ с учетом ГПП меньше варианта на 35 кВ. Поэтому для дальнейших расчетов принимается схема внешнего электроснабжения на напряжение 110 кВ.

7. Составление баланса реактивной мощности для внутризаводской схемы электроснабжения

Расчетная реактивная нагрузка в сетях 6-10 кВ промышленных предприятий Qвбк определяется по формуле

,                                   (7.1)

где SQвк(тп) - суммарная реактивная мощность нагрузки на шинах 10 кВ с учетом потерь в     ТП;

SQв/в - суммарная реактивная мощность высоковольтной нагрузки, без учета СД.

квар

Выбирается ВБК типа 2хУКЛ(П)56-6,3(10,5)-900 У1

Итоговая мощность Qвбк с учетом выбранных батарей составляет

 квар

8. Расчет сети внутризаводского электроснабжения

8.1. Уточнение схемы электроснабжения с учетом высоковольтной

нагрузки и расчет сечений кабельных линий.

Расчет сечения кабельных линий выбирается по экономической плотности тока с последующей проверкой по длительно допустимым токовым нагрузкам нормального и аварийного режима и по термической стойкости к токам КЗ.

Для расчета сечений кабельных линий, соединяющих ТП, необходимо знать рабочий максимальный ток, который протекает по рассматриваемому участку и определяется по формуле.

,     (8.1)

где Sм - полная мощность проходящая по рассматриваемому участку кабельной линии, кВА;

Uн  - напряжение на шинах РП, равное 10 кВ;

n     - количество кабелей в нормальном или аварийном режиме.

Участок ГПП – РП

 ,    (8.2)

Участок РП – ТП

,     (8.3)

где      РрпS, QрпS - суммарная активная и реактивная мощность приходящая на шины РП;

Ркл, Qкл  - активная и реактивная мощность проходящая по рассматриваемому участку кабельной линии;

Расчет сечений кабельной линии ведется для наиболее загруженных одиночных магистралей отходящих от одной секции РП.

Расчет проводится на примере РП1.

,     (8.4)

,            (8.5)

где РтпS, QвкS - суммарная активная и реактивная мощности рассматриваемого ТП;

n- число трансформаторов на данном ТП.

ТП8:кВт

квар.

ТП3:кВт

квар.

ТП1:кВт

квар.

Активная Ркл и реактивная Qкл мощности проходящие по данному участку, определяется по формулам

 ,    (8.6)

,     (8.7)

Тогда для участков (см. рисунок 8.1, 8.2):

ТП1в-ТП1а: кВт

квар.

кВА

 А

 .

- для алюминиевых кабелей по таблице 1.3.36 /6/

Принимается стандартное сечение  кабель ААБ.

Производится проверка кабеля при работе в аварийном режиме, при котором должно соблюдаться условие:

  (8.8)

где  – коэффициент перегрузки по таблицам 1.3.1 и 1.3.2 /6/;

  – коэффициент, учитывающий количество кабелей в траншее и расстояние между ними по таблице 1.3.26 /6/.

 А.

Расчеты для остальных РП и их участков производятся аналогично и результаты расчетов сводятся в таблицы 8.1 и 8.2. Расчеты для РУ-0.4 кВ также производятся аналогично, выбор сечений производится только по допустимому току, результаты выбора сведены в таблицу 8.3.

Таблица 8.1 Расчет нагрузок по участкам кабельных линий напряжением 10 кВ

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16