151778 (621937), страница 3

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

Текст из файла (страница 3)

Знаходимо розрахункову реактивну потужність цехів та повну, попереднє визначив значення tg по кожному цеху.

Для ТП1:

Рр₁= 549,75+230,15+509+443,75+820,375= 2553

Qр₁ = 553,26+223,25+493,73+430,44+795,76= 2476,44

Sp1 = = 3556,78

Визначаємо коефіцієнт завантаження трансформаторів в нормальному і аварійному режимах:

Кзнр1=3556,78/2∙2500=0,71; Кзар1=3556,78/2500=1,4;

З урахуванням можливого збільшення навантаження вибираємо два трансформатора Sнтp=2500 кВ А. Характеристики: Рхх=5 кВт; Ркз=25 кВт; Іхх=1%, Uкз=5%, kе=0,12.

Втрати потужності в трансформаторах:

Навантаження з врахуванням втрат:

Р* = Рр+Ртр = 2553 + 46,48 =2599,5

Q*= Qр + Qтр = 2476,44 +176,5=2652,94

S* = = 3714,2

Для ТП2:

Рр₁= 318,125+273+353,125+276,875+856,25+290,75= 2368,125

Qр₁ = 308,58+264,81+342,53+268,57+830,56+282,03= 2297,08

Sp1 = = 3299,2

Визначаємо коефіцієнт завантаження трансформаторів в нормальному і аварійному режимах:

Кзнр1=3299,2/2∙2500=0,66; Кзар1=3299,2/2500=1,32;

З урахуванням можливого збільшення навантаження вибираємо два трансформатора Sнтp=2500 кВА. Характеристики: Рхх=5 кВт; Ркз=25 кВт; Іхх=1%, Uкз=5%, kе=0,12.

Втрати потужності в трансформаторах:

Навантаження з врахуванням втрат:

Р* = Рр+Ртр = 2368,125+27,74=2395,9

Q*= Qр + Qтр =2297,08+158,8=2455,88

S* = = 3431

Для ТП3:

Рр₁= 324,68+272,93= 597,61

Qр₁ =314,95+264,74= 579,69

Sp1 = = 832,6

Визначаємо коефіцієнт завантаження трансформаторів в нормальному і аварійному режимах:

Кзнр1=832,6/2∙630=0,66; Кзар1=832,6/630=1,32;

З урахуванням можливого збільшення навантаження вибираємо два трансформатора Sнтp=630 кВА. Характеристики: Рхх=1,68 кВт; Ркз=7,6 кВт; Іхх=2%, Uкз=5%, kе=0,12.

Втрати потужності в трансформаторах:

Навантаження з врахуванням втрат:

Р* = Рр+Ртр=597,61+16,33=613,94

Q*=Qр + Qтр = 579,69 +52,7=632,4

S* = = 881,4

Знаходимо повну потужність підприємства:

S = = 8026,6

Встановлюємо на ГПП два трансформатора з номінальною потужністю 6300 кВА. При цьому коефіцієнти загрузки:

Кзнр=8026,6/2∙6300=0,64; Кзар=8026,6/6300=1,27;

Результати розрахунків вносимо в таблицю 1.5

Таблиця 1.5

Таким чином, на ГПП і ТП встановлюємо (створюємо таблицю 1.6, в яку вносимо дані обраних трансформаторів):

Таблиця 1.6

№ з/п	Найменування	Номінальна потужність, кВА	Верхня межа номінальної напруги, кВ	Нижня межа номінальної напруги, кВ	Втрати хх, кВт	Втрати кз, кВт	Напруга кз в % номінальна напруга	Струм хх в % номінальний струм
1	ГПП	6300	35;10;6	10,5;6,3	8-7,65	46,5	7,5-6,5	0,9-0,8
2	ТП-1	2500	35;10;6	10,5;0,69	4,35-3,9	25-23,5	6,5-5,5	1,1-1,0
3	ТП-2	2500	35;10;6	10,5;0,69	4,35-3,9	25-23,5	6,5-5,5	1,1-1,0
4	ТП-3	630	35;10;6	3,15;0,69;0,4;	1,42	7,6	6,5-4,5	2,0

Розділ 2. Техніко-економічне обґрунтування вибору схеми зовнішнього електропостачання підприємства

2.1 Економічне обґрунтування схеми зовнішнього електропостачання підприємства

Живлення заводу можливо здійснити по повітряній лінії від підстанції, на якій встановлено два трансформатори напругою 110/35/10 кВ, чи від двох секцій шин 10 кВ ТЕЦ сусіднього підприємства по кабельній лінії. Питома вартість втрат потужності і електроенергії Со = 50 грн./кВт. Сумарний відсоток амортизаційних відрахувань в лінії Ел = 2,8%, для силового обладнання Ео = 9,4%. Частота планово-попереджувального ремонту обладнання _р = 1 раз/рік, час планового ремонтного простою ланцюга tр = 25 годин. Вартість ГПП для 1 варіанту Ко = 130580 грн., для 2 – 226800 грн. Вартість 1 км лінії Кл = 5445 грн. Переріз провідників лінії для обох варіантів вибираю за економічною густиною струму. Довжина лінії вказана на генплані заводу.

Розглянемо два варіанта схем зовнішнього живлення підприємства.

Варіант №1

Визначимо приведені втрати при цьому варіанті. Розрахункова потужність підприємства Sр = 8026,6 кВА, довжину лінії L = 12 км. Переріз провідників вибираємо за економічною густиною струму:

, де

J_ек – економічна густина струму. Для неізольованих провідників j_ек = 1 А / мм². Оскільки Ім = Sр/U_н√3 = 8026,6/110 ∙ 1,73 = 42,2 А, тому = 42,2/1 = 42,2 мм² .

Для визначення j_ек і Т_м скористаємось типовим річним графіком навантаження за тривалістю, який зображено на рис. 2.1.

Рис.2.1. Графік навантаження за тривалістю (річний)

Час використання максимального навантаження:

По таблиці 5 обираємо j_ек = 1,0, тип лінії АС-50 (r₀ = 0,592 Ом/км)

Характеристики

Список файлов курсовой работы