151579 (621805), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

Для определения средневзвешенного коэффициента мощности определяем величины годового расхода активной и реактивной энергии

W_ГОД = W_С + W_О (2, с. 69) (13)

V_ГОД = V_С + V_О (2, с. 69) (14)

где W_{С ,}V_С – годовой расход активной и реактивной энергии

Годовой расход электроэнергии силовыми приемниками

W_С =Р_{СМ *} Т_С (2, с. 69) (15)

V_С = Q_{СМ *}Т_С (2, с. 69) (16)

где Т_С - годовое число часов работы оборудования, при двухсменной работе по табл. 2. 20 (2)

W_С = 47,95 _* 3950 = 189402,5 кВт ч

V_С = 69,87 _* 3950 = 275986,5 квар ч

Годовой расход электроэнергии на освещение

W_О = Р_{РО *} Т_{О СР} (2, с. 69) (17)

V_О = Q_{РО *} Т_{О СР} (2, с. 69) (18)

где Т_{О СР} = 1600 ч – по табл. 2. 20 (2)

W_О = 22,98 _* 1600 = 36768 кВт ч

V_О = 7,58 _* 1600 = 12128 квар ч

W_ГОД = 189402,5 + 36768 = 226170,5 кВт ч

V_О = 275986,5 +12128 = 288114,5 квар ч

Средневзвешенный коэффициент мощности

cos φ _{CР ВЗВ =} Wгод (2, с. 69) (19)

√ W_ГОД² _* V_О²

cos φ _{CР ВЗВ =} 226170,5 ₌ 0,61

√226170,5² +288114,5²

Определяем мощность компенсирующего устройства

Q_КУ = Q_М – Q_Э, (2, с. 125) (20)

где Q_М = Р_{М *} tgℓ_М; Р_{М –} мощность активной нагрузки предприятия в часы максимума энергосистемы, принимая по Р_СМ наиболее загруженной смены;

Q_Э – мощность, предоставленная энергосистемой

Q_КУ = Р_СМ (tgℓ_{СР ВЗВ} - tgℓ_Э) (2, с. 125) (21)

Q_КУ = Р_{СМ *} tgℓ_{СР ВЗВ} + Р_{ДОП *} tgℓ_ДОП – (Р_СМ + Р_ДОП ) _* tgℓ_ДОП

Q_КУ = (70,93 _* 1,29 + 400 _* 0,75)– (70,93 + 400) _* 0,75 = 38,3квар

Для установки в КТП выбираем компенсирующие устройство типа КС2, 3 серия Q_К = 40 квар, U=0,4 кв, n= 1шт – табл. 3. 238 (4)

Мощность потребителей ТП с учетом компенсирующего устройства определяется по формуле

S _{МАХ КУ} = √ ( Р_МАХ + Р_ДОП)² + [(Р_{МАХ *} tgℓ_{СР ВЗВ}+ Р_{ДОП *} tgℓ_ДОП) - Q_КУ ]² (22)

S _{МАХ КУ} = √ 94,91² +400)² + [(94,91_*1,29 + 400* 0,75) – 40]² = 496 кВА

Коэффициент мощности с учетом компенсирующего устройства

cos φ _КУ = Рмах * Рдоп , (23)

S _{МАХ КУ}

cos φ _КУ = 94,91* 400 = 0,99

1. Выбор числа и мощности трансформаторов

Трансформаторные подстанции должны размещаться как можно ближе к центру нагрузок. Это позволяет построить экономичную и надежную систему электроснабжения, так как сокращается протяженность сетей вторичного напряжения, уменьшается зона аварий, облегчается и удешевляется развитие электроснабжения, так как строят подстанции очередями по мере расширения производства.

По заданию проектируемая токарным цехом – потребитель 3 категории. Для потребителей 3 категории надежности электроснабжения допускается перерыв в электроснабжении, необходимый для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышающий 24 ч. выбираем однотрансформаторную подстанцию. Так как график нагрузки потребителей неизвестен, выбираем мощность трансформатора на основе расчетной максимальной нагрузки.

Условие выбора мощности трансформатора для однотрансформаторной подстанции

S_{НОМ М} > S _{МАХ КУ} (22)

Мощность трансформатора выбирается с учетом перегрузочной способности трансформатора. Суммарная перегрузка за счет суточной и летней недогрузок должна быть не более 300%.

Намечаем и сравниваем 2 варианта.

1 вариант – трансформатор ТМ 630/10.

1. вариант – трансформатор ТМ 1000/10.

С учетом перегрузки трансформатора ТМ1000/10 на 30% условия выполняются

630 кВА > 496 кВА

Проведем технико-экономическое сравнение выбранных вариантов. Технические данные приведены в таблице 3.

Таблица 3

Определяем приведенные потери в трансформаторах.

Реактивные потери холостого хода

Q_ХХ = Iхх *Sном м (3, с. 41) (23)

100

Q_ХХ1 = 2*630 = 12,6 квар

100

Q_ХХ2 = 1,4 * 1000 = 14 квар

100

Реактивные потери короткого замыкания

Q_КЗ = Uкз * Sном м (3, с. 41) (24)

100

Q_КЗ = 5,5 *630 = 34,6 квар

100

Q_КЗ = 5,5 * 1000 = 55 квар

100

Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании

Р_К^’ = Р_К + К_ИН * Q_КЗ, (3, с. 41) (25)

где К_ИН = 0,06 кВТ/ квар

Р _К^’₁ = 7,6 + 0,06 * 34,6 = 8, 63 кВТ

Р _К^’₂ = 12,20 + 0,06 * 55 = 15,5 кВТ

Приведенные потери активной мощности при холостом ходе

Р^’ _ХХ = Р_ХХ + К_ИН * Q_ХХ (3, с. 41) (26)

Р^’_ХХ1 = 1,31+ 0,06 *12,6 = 2, 06

Р^’_ХХ2 = 2,45+ 0,06 * 14 = 3,29

Полные приведенные потери мощности в трансформаторе

Р= Р^’ _ХХ + К_З² * Р_К^’ , (3, с. 41) (27)

где К_З – коэффициент загрузки трансформатора

К_З = Sмах ку (28)

Sном м

К_З1 = 496 = 0,78

630

К_З2 = 496 = 0,496

1000

Р₁ = 2, 06 +0,78² *8, 63 = 7,3 кВТ

Р₂ = 3,29 + 0,496² * 15,5 = 7, 1 кВТ

Потери электроэнергии определяются

W = Р * Т_МАХ , (3, с. 42) (29)

где Т_МАХ – годовое число использования максимума нагрузки

Т_МАХ = Wгод (30)

Р_МАХ

Т_МАХ = 226170,5 = 2382,2 ч

94,91

W₁ = 7,3 * 2382,2 =17390,06 кВТ ч

W₂ = 7, 1 * 2382,2 = 16913,62 кВТ ч

Стоимость потерь при С_О = 1,7 руб/ кВТ ч

С _П = С_О * W (3, с. 42) (31)

С_П1 = 1,7 * 17390,06 = 29563,102 руб

С_П2 = 1,7 * 16913,62 = 28753,154 руб

Средняя стоимость амортизационных отчислений

С_А = Р_А * К, (3,с. 42) (32)

где Р_А = 6,3% - по таблице 4.1 (2)

К – стоимость трансформатора

С_А1 = 0,063 * 48000 = 3024 руб

С_А2 = 0,063 * 69600 = 4384,8 руб

Годовые расходы

С_ГОД = С_П + С_А (3, с. 42) (33)

С_{ГОД 1}= 29563,102 + 3024 = 32587,102 руб

С_{ГОД 2} = 28753,154 + 4384,8 = 33137,954 руб

Суммарные затраты определяются

З = С_ГОД + 0,125 * К (3, с. 43) (34)

З₁ = 32587,102 +0,125 *48000 = 38587,102руб

З₂ = 33137,954 + 0,125 *69600 = 41837,954 руб

Расчетные данные вносим в таблицу сравнения технико–экономических показателей.

Таблица 4

Выбираем первый вариант, т. к. при нем меньше потери электроэнергии и суммарные затраты.

1. Расчет и выбор питающих линий высокого напряжения

Цеховая ТП получает питание по воздушной линии от городской ГПП. Расчет сечения ВЛЭП производим по экономической плотности тока

S_Э = Iрасч (2, с. 85) (35)

J_Э

где S_Э – экономическое сечение провода;

Iрасч – расчетный ток линии;

J_Э – экономическая плотность тока, по таблице 2.26 (2) J_Э = 1,0 А/мм² с Т_М более 5000 ч.

Определяем расчетный ток линии

Iрасч = Sмах ку (36)

√ 3 * U

I расч = 496 = 29,1 А

√ 3 * 10

S_Э = 29,1 = 29,1 мм²

Минимальное сечение провода сталеалюминиевого провода АС по условию механической прочности

S = 35 мм² – (1, табл. 2. 5.4) с I_ДОП = 130 (1, табл. 1.3.29), активное сопротивление R_О = 0,91 Ом/ мм² (2, табл. П4).

Выбранный провод АС – 35 проверяем по нагреву.

Должно выполняться условие

Iрасч < I_ДОП (37)

29,1А < 130 А

Проверку выбранного провода проводим по потери напряжения. Условие проверки

U_ДОП > U_РАСЧ, (38)

г де U_ДОП – допустимая потеря напряжения, 5% (1, с. 146);

U_РАСЧ - расчетное значение потери напряжения.

U_РАСЧ = (10 ⁵/ U ²_НОМ * cos φ)( R_О * cos φ +Х_О) * ΣРℓ, (39) где R_О – активное сопротивление на 1км длины линии, 0,91 Ом/км;

Х_О – реактивное сопротивление на 1км длины линии 0,08 Ом/км;

cos φ, sin φ – коэффициенты мощности устройств с учетом установки компенсирующих устройств; 0,92; 0,39;

ΣР – максимальная расчетная мощность;

ℓ - длина кабельной (воздушной) линии.

Характеристики

Список файлов курсовой работы