DQт = 0,1×9331,2 = 933,1 кВар.
Расчетная активная нагрузка на внешнее электроснабжение, кВт:
,(37)
где КРМ – коэффициент разновременности максимумов, примем КРМ=0,95 [1];
РР.ВН =(8653,3+186,6)·0,95 = 8839,9 кВт.
QР.ВН = 3491,7 + 933,1 = 4424,8кВт.
кВА.
5. Выбор места расположения ГПП (ПГВ)
Для определения местоположения ГПП (ПГВ) на генплан предприятия наносится картограмма электрических нагрузок. Она представляет собой размещенные на генплане круги, площади которых в выбранном масштабе равны расчетным мощностям цехов, кВт,:
,(38)
откуда радиус окружности, мм:
,(39)
где Ppi – расчетная активная мощность i-го цеха, на стороне 10кВ, кВт;
m – масштаб мощности, кВт/мм2, 0,5.
Для каждого цеха наносится своя окружность. Каждый круг имеет заштрихованный сектор, соответствующий по площади осветительной нагрузке. Результаты расчета сведем в таблицу 8.
Таблица 8 – Выбор места расположения ГПП
|
наименование подразделения |
Рр, кВт |
x, м |
y, м |
Ррх, кВт*м |
Ррy, кВт*м |
Ri, мм |
|
|
1 Токарно-механический цех |
697,8 |
60 |
170 |
41867,3 |
118624 |
21,1 |
|
|
2 Сборочный цех |
1025,5 |
160 |
280 |
164074 |
287130 |
25,6 |
|
|
3 Инструмент цех |
129,5 |
170 |
70 |
22008,2 |
9062,2 |
9,1 |
|
|
4 Литейный цех |
1751,8 |
300 |
270 |
525547 |
472992 |
33,4 |
|
|
5 Кузнечный цех |
666,6 |
290 |
120 |
193303 |
79987,5 |
20,6 |
|
|
6 Ремонтный цех |
514,4 |
390 |
240 |
200612 |
123453 |
18,1 |
|
|
7 Насосная станция (СД) |
1832,2 |
390 |
60 |
714575 |
109935 |
34,2 |
|
|
8 Компрессорная станция (СД) |
985,8 |
450 |
280 |
443600 |
276018 |
25,1 |
|
|
9 Деревообделочный цех |
153,0 |
550 |
120 |
84175,5 |
18365,6 |
9,9 |
|
|
10 Электрифицированный гараж |
141,3 |
450 |
50 |
63566,2 |
7062,91 |
9,5 |
|
|
11Склады готовой продукции |
133,5 |
290 |
50 |
38707,6 |
6673,73 |
9,2 |
|
|
12 Цех (рассчитываемый) |
262,7 |
60 |
310 |
15761,3 |
81433,2 |
12,9 |
|
|
Итого |
8839,9 |
- |
- |
2507798 |
1590737 |
- |
Картограмма активных нагрузок цехов предприятия позволяет найти центр электрических нагрузок (ЦЭН) всего предприятия. Координаты ЦЭН можно определить по формулам, м:
(40)
(41)
где Xi, Yi – координаты центров нагрузок отдельных цехов, м.
м
м
Картограмма активных нагрузок цехов предприятия приведена на рисунке 4.
Рисунок 4 – Картограмма активных нагрузок
6. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ И СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
6.1 Определения рационального напряжения
При выполнении расчетов целесообразно к системе внешнего электроснабжения отнести трансформаторы, установленные на подстанции энергосистемы, а также питающие линии вместе с коммутационно-защитной аппаратурой, установленной в начале линии.
Т.к. на предприятии имеются потребители второй категорий надежности, то предусматриваем сооружение двух питающих линий на стальных опорах.
Выбор напряжений для питающих линий до ГПП предприятия выполняем следующим образом.
Для определения рационального напряжения вычисляем нестандартное напряжение, соответствующее расчетным данным. Расчет выполняем по формуле Стилла, кВ:
(42)
где L – длина линии, км;
Р – передаваемая мощность, кВт, принимается равной расчетной активной нагрузке предприятия Рр.п.
кВ
кВ
Для технико-экономического сравнения из напряжений, имеющихся на подстанции энергосистемы, выбираем ближайшие стандартные – 35 и 110кВ.
Далее определяем технико-экономические показатели для следующих вариантов: 1) строительство ВЛ-35кВ от линии 35кВ находящейся на расстоянии 8км от предприятия; 2) строительство ВЛ-110кВ от ПС-110/10кВ находящейся на расстоянии 10км от предприятия.
Исходя из расчетной нагрузки рассчитываем номинальный ток ЛЭП ВН, А:
,(43)
где n – количество параллельных линий, n = 1 (рассчитаем максимальный ток, когда питание всего предприятия осуществляется по одной линии, при отключенной второй):
A
А
Определим нестандартное сечение провода по (4), при условии работы ВЛ в нормальном режиме (обе линии в работе):
F110 = 26/1,4 = 19 мм2
F35 = 81,5/1,4 = 58 мм2
Согласно табл. 7.38 [5], минимальное сечение проводов ВЛ напряжением 35кВ и выше – 70мм2. Выбираем провод марки АС-70 на напряжение 110 кВ и 35 кВ по методу экономической плотности тока. По условию нагрева длительно допустимым током данным проводам соответствуют значение 265А, что является допустимым даже при работе линии в ремонтном или аварийном режиме. Далее выбранные провода проверяем по условию допустимой потери напряжения.
При этом должно выполняться условие:
∆Uдоп≤5%Uном
Потеря напряжения определяется как:
;(44)
Для ВЛ-110 кВ 3х70: rуд = 0,428 ом/км, xуд = 0,444 Ом/км,
Для ВЛ-35 кВ 3х70: rуд = 0,428 ом/км, xуд = 0,432 Ом/км,
В.
Что составляет 0,17 % от Uн.
В.
Что составляет 2,7 % от Uн.
6.2 Приведенные затраты на строительство линии
Затраты определяются по формуле, т.руб/год:
З=рнК+И,(45)
гдерн – нормативный коэффициент капитальных вложений, рн = 0,12;
К – капитальные вложения, тыс.руб:
;(46)
– общая стоимость сооружения линии, для 110кВ – 24,6 тыс.р/км, для 35кВ – 20,1 тыс.р/км;
Кв – стоимость выключателей, для 110кВ – 23,6 тыс.руб, для 35кВ – 5,1 тыс.руб;
И – годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб/год:
И = Иэ+Иа+Ио,;(47)
Стоимость издержек на потери электроэнергии, тыс.руб/год:
,(48)
гдеКз – коэффициент загрузки линии в нормальном режиме:
Кз=Iр/Iдоп(49)
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10
