7397

Определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и ее элементов

Курсовая

Энергетика

Введение Целью технико-экономических расчетов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и ее элементов. Для систем электроснабжения промышленных предприятий характерна многовариантность решения задач, которая обусловле...

Русский

2013-01-23

648.5 KB

15 чел.

Введение

Целью технико-экономических расчетов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и ее элементов. Для систем электроснабжения промышленных предприятий характерна многовариантность решения задач, которая обусловлена широкой взаимозаменяемостью технических решений.

Технико-экономические расчеты выполняют для выбора:

  1.  Наиболее рациональной схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом.
  2.  Экономически обоснованного числа, мощности и режима работы трансформаторов ГПП и ТП.
  3.  Рациональных напряжений в системе внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия.
  4.  Экономически целесообразных средств компенсации реактивной мощности и мест размещения компенсирующих устройств.
  5.  Электрических аппаратов и токоведущих частей.
  6.  Сечений проводов, шин и жил кабелей.
  7.  Целесообразной мощности собственных электростанций и генераторных установок в случае их необходимости.
  8.  Трасс и способов прокладки электросетей с учетом коммуникаций энергохозяйства в целом.

При технико-экономических расчетах систем промышленного электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов:

  1.  Технические, при которых сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый рассматриваемый вариант.
  2.  Экономические, при которых расчет сравниваемых вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учетом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый рассматриваемый вариант.

При разной надежности сравниваемых вариантов дополнительно учитывают народнохозяйственный ущерб от снижения надежности.

Каждый рассматриваемый вариант должен соответствовать требованиям, предъявляемым к системам промышленного электроснабжения соответствующими ПУЭ, нормативно-правовыми материалами и отраслевыми инструкциями

1. Выбор напряжения питающей линии ГПП предприятия

Экономически целесообразное напряжение питающей линии ГПП можно оценить по формуле

        (1.1)

Подставив исходные значения, получаем:

Тогда в качестве напряжения питающей линии намечаем два варианта:

  •  35 кВ
  •  110 кВ

Окончательный вариант напряжения питающей линии получаем в результате технико-экономического сравнения вариантов.

                      2. Расчет по суточному графику нагрузки

Характерный суточный график электрических нагрузок предприятия представлен на рисунке 1.

                    Рисунок 1 – Суточный график электрических нагрузок

Перестраиваем исходный суточный график в суточный график данного завода с помощью ниже приведенных расчетов:

Активная мощность ступеней:

Реактивная мощность ступеней:

Тогда полная мощность ступеней:

                      Рисунок 2 – Суточной график полной нагрузки

Определяем среднесуточную полную мощность по формуле:

                                                                     (2.4)

5850.5 кВА

Перестраиваем суточный график активной мощности предприятия в годовой по продолжительности

Определяем число часов использования максимальной нагрузки:

Число часов использования максимальной нагрузки ()- это такое время, в течение которого через электрическую сеть, работающую с максимальной нагрузкой, передавалось бы такое же количество электроэнергии, которое передается через нее в течение года по действительному графику нагрузки:

    Рисунок 3 – Годовой по продолжительности график активной нагрузки

         (2.5)

3. Выбор номинальной мощности трансформаторов ГПП по графику нагрузки

Совокупность допустимых нагрузок, систематических и аварийных перегрузок определяет нагрузочную способность трансформаторов, в основу которой положен тепловой износ изоляции трансформатора. Выбор трансформатора без учета нагрузочной способности может привести к необоснованному завышению их установленной мощности, что экономически нецелесообразно.

Так как мощность трансформатора неизвестна, то пользуемся следующим подходом:

  1.  на исходном графике проводят линию средней нагрузки Sср;
  2.  выделяется пиковая часть– участок наибольшей перегрузки с продолжительностью Н’( пересечение графика полной мощности и прямой Sср);

Продолжительность Н’=9 часов

  1.  Определяем начальную загрузку графика К1:

    (3.1)

4. Предварительно определяем перегрузку К’2:

    (3.2)

         Полученное значение К’2 сравнивают с  

      

Следовательно, К'2< , принимаем:

а продолжительность перегрузки  Н скорректируем по формуле:

            

  1.  По полученным значениям К1 и Н определяем допустимый коэффициент систематической перегрузки К2доп

По Никлепаев [табл.1.36] при температуре 20 С определяем К2доп =1,09

    6.Определяем номинальную мощность трансформатора

            

Исходя из полученной мощности намечаем 2 варианта номинальной мощности трансформатора:

  •  Sном.тр.1=6,3 МВА
  •  Sном.тр.2=10 МВА

Выполняем расчет коэффициентов К1 и К2 для каждого из вариантов номинальной мощности трансформаторов:

Sном.тр=6.3 МВА

  1.  на исходном графике проводят линию средней нагрузки Sном.тр;
  2.  выделяется пиковая часть– участок наибольшей перегрузки с продолжительностью Н’( пересечение графика полной мощности и прямой Sном.тр);

Продолжительность Н

H’=9 часов

  1.  Определяем начальную загрузку графика К1:

         

            4. Предварительно определяем перегрузку К’2:

         

        

 Полученное значение К’2 сравнивают с

                    

Следовательно, К’2< , принимаем:

, а продолжительность перегрузки  Н скорректируем по формуле:

        (3.3)

      

  1.  По полученным значениям К1 и Н определяем допустимый коэффициент систематической перегрузки К2доп

По Никлепаев [табл.1.36] при температуре 20 С определяем К2доп =1,1

  1.  Сравнивая полученное значение К2 с К2доп можно сделать вывод, что

К2=1.5> К2доп следовательно трансформатор не может систематически перегружаться по данному графику нагрузки, следовательно, данный вариант мощности трансформатора отпадает.

Sном.тр=10 МВА

  1.  на исходном графике проводят линию средней нагрузки Sном.тр;
  2.  выделяется пиковая часть– участок наибольшей перегрузки с продолжительностью Н’( пересечение графика полной мощности и прямой Sном.тр);

Продолжительность Н’=4 часа

  1.  Определяем начальную загрузку графика К1:

                                        (3.1)

     

             4. Предварительно определяем перегрузку К’2:

      

      

         Полученное значение К’2 сравнивают с 0,9 

         

Следовательно, К’2, принимаем:

       ,а продолжительность перегрузки  Н =Н’=4 час

  1.  По полученным значениям К1 и Н определяем допустимый коэффициент систематической перегрузки К2доп

По Никлепаев [табл.1.36] при температуре 20 С определяем К2доп =1,34

  1.  Сравнивая полученное значение К2 с К2доп можно сделать вывод, что

К2доп=1,34> К2 следовательно трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки, следовательно, данный вариант мощности трансформатора проходит по данной проверке.

4. Проверка возможности работы выбранных трансформаторов по заданному графику

  1.  Нормальный режим

Коэффициент загрузки трансформатора составит:

Трансформаторы в часы максимума нагрузки также смогут пропустить всю мощность, так как их суммарный коэффициент перегрузочной способности составит:

, где

-допустимая систематическая перегрузка за счет неравномерности суточного графика нагрузки;

- допустимая систематическая перегрузка за счет неравномерности годового графика нагрузки, не должна превышать 15%.

Следовательно, трансформаторы будут обеспечивать электрической энергией вех потребителей II и III категории с допустимой систематической перегрузкой в 149%

   2) Послеаварийный режим работы

При отключении одного из трансформаторов мощностью 4 МВА оставшейся сможет пропустить мощность равную

1,3 Sном.тр =1,5  10 =15 МВА, что составляет более 100% мощности в режиме максимума нагрузки

1,3Sном.тр =1,5 10 =15 МВА> 0,5 11,7397=5,8698МВА, где 50% Smax – потребители II категории.

Следовательно, в послеаварийном режиме трансформатор будет обеспечивать потребителей II и III категории электроэнергией с допустимой нагрузкой 150%.

5.Составление схемы внешнего электроснабжения и приемной подстанции

Схемы подстанций должны обеспечивать следующие требования:

  1.  Схема должна обеспечить необходимую степень надежности электроснабжения потребителей
  2.  Схема должна быть простой и удобной в эксплуатации
  3.  Схема должна учитывать возможности развития предприятия с учетом роста нагрузок без коренной реконструкции сети
  4.  Схема должна обеспечивать надежную защиту всего электрооборудования в аварийных режимах и автоматическое восстановление питания.
  5.  Схема должна обеспечивать электроснабжение потребителей при аварийном выходе из строя одного из основных элементов ( трансформатора или линии электропередач), при этом оставшиеся в работе элементы должны принять на себя полную или частичную нагрузку отключившегося элемента с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме
  6.  Схема должна обеспечить резервирование отдельных элементов позволяющих проводить ремонтные и противоаварийные работы.

Внешнее электроснабжение при напряжениях 35 кВ и 110 кВ осуществляется от подстанции энергосистемы двумя одноцепными линиями на железобетонных опорах. Открытое распределительное устройство ГПП выполнено по упрощенной схеме, т.е. без выключателей с установкой блока, состоящего из разъединителя, отделителя и короткозамыкателя, в каждой цепи.

Рисунок 4 – Внешнее электроснабжение на напряжении 35 кВ

Рисунок 5 – Внешнее электроснабжение на напряжении 110 кВ

6. Экономический режим работы трансформаторов

При эксплуатации и проектировании необходимо предусматривать экономически целесообразный режим работы трансформаторов, который определяется их параметрами и нагрузкой подстанции. Нагрузка подстанции изменяется в течении суток, а суточные графики- в течении года. Значительные снижения нагрузки приходятся  на весеннее- летний период.

В такие периоды трансформаторы оказываются длительное время недогруженными. Это вызывает в них относительное увеличение потерь электроэнергии. При снижении нагрузки в работе целесообразно оставлять только часть трансформаторов. При этом нагрузку подстанции недостаточно просто принять на трансформаторы, ее необходимо покрыть наиболее экономичным способом, обеспечив минимум потерь активной мощности в сети.

Суммарные потери трансформатора можно показать с помощью данной формулы:

, где

- приведенные потери холостого хода трансформатора;

- приведенные потери короткого замыкания трансформатора;

- экономический эквивалент реактивной мощности, учитывает потери активной мощности, связанные с производством и распределением реактивной мощности;

В работе принимаем =0,1

- коэффициент загрузки трансформатора (отношение полной мощности i-ой ступени к номинальной мощности трансформатора);

Расчет экономического режима работы трансформатора проведем для двух вариантов:

1.Sном.тр= 10 МВА Uном=35 кВ

    2. Sном.тр= 10 МВА Uном=110 кВ

1)  Sном.тр= 10 МВА Uном=35 кВ

Определяем исходные данные трансформаторов: ТД- 10000/35 (Никлепаев)

Sном.тр= 10 МВА

Uвн=35 кВ

Uнн=10.5 кВ

Uкз=7,5 %

= 46,5 кВт

= 9,25 кВт

 Ixx= 0,6 %

В качестве второго варианта выбираем трансформатор той же мощности, но с другими параметрами: ТДНС- 10000/35

Sном.тр= 10МВА

Uвн= 35 кВ

Uнн= 10,5 кВ

Uкз= 8%

= 37 кВт

= 5 кВт

 Ixx= 0,75 %

Определяем для обоих трансформаторов реактивные потери холостого хода и короткого замыкания:

1трансформатор:

2 трансформатор:

аналогично

Расчет экономического режима работы проведем для четырех случаев:

  1.  Для первого трансформатора

  1.  Для второго трансформатора

  1.  Раздельная работа трансформаторов

  1.  Параллельная работа трансформаторов

Определим коэффициенты загрузки:

Так как мощности у трансформаторов одинаковы ,то:

Полученные результаты сведем в таблицу:

Таблица 1 – Приведенные потери активной мощности (35 кВ)

,

кВА

Первый трансформатор,

Второй трансформатор,

Раздельная работа трансформаторов,

Параллельная работа трансформаторов,

2168.8

20,9

26,08

37,8

37,81

3083.8

26,8

62,9

63,32

4094

3477.43

30,08

36,58

40,86

42,15

4337.6

38,11

45,84

           47,04

47,01

6166

69,79

85,3

59,59

59,52

7106.9

76,6

89,5

67,73

67,65

8283.4

98,62

115,54

79,54

79,45

9013,4

113,61

132,9

87,83

87,67

9967,3

135,9

158,1

99,63

99,47

10184

141,65

165,1

102,65

102,3

10844

158,12

184,7

111,07

111,35

10956

159,6

186,1

113,2

112,95

11759,7

183,27

212,7

123,66

124,84

Рисунок 6 – Приведенные потери в различных режимах работы при напряжении 35 кВ

Определяем исходные данные трансформаторов: ТДМ- 10000/110 (Никлепаев)

2)  Sном.тр= 10МВА Uном=110 кВ

Sн.тр= 10 МВА

Uвн=115 кВ                                     

Uнн=11кВ                                              

Uкз=10,5 %

= 58 кВт

= 14 кВт

Ixx= 0,9 %

В качестве второго варианта выбираем трансформатор той же мощности, но с другими параметрами: ТДТН- 10000/10

Sном.тр= 10 МВА

Uвн=115 кВ

Uнн=11 кВ

Uкз=17,5%

= 100 кВт

= 21 кВт

Ixx= 1 %

Определяем для обоих трансформаторов реактивные потери холостого хода и короткого замыкания:

Определяем для обоих трансформаторов реактивные потери холостого хода и короткого замыкания:

1 трансформатор:

2 трансформатор:

аналогично

Расчет экономического режима работы проведем для четырех случаев:

  1.  Для первого трансформатора

  1.  Для второго трансформатора

  1.  Раздельная работа трансформаторов

  1.  Параллельная работа трансформаторов

Определим коэффициенты загрузки:

Так как мощности у трансформаторов одинаковы ,то:

Полученные результаты сведем в таблицу:

                    Таблица 2 – Приведенные потери активной мощности (110 кВ)

,

кВА

Первый трансформатор,

Второй трансформатор,

Раздельная работа трансформаторов,

Параллельная работа трансформаторов,

2168.8

30,66

39,2

57,71

58,15

3083.8

38,5

39,63

62,07

62,39

3477.43

42,9

52,35

64,18

64,68

4337.6

53,7

63,9

69,93

70,61

6166

99,61

113,25

86,12

87,57

7106.9

104,5

118,5

96,64

98,59

8283.4

134,82

151,05

111,98

114,57

9013,4

155,03

172,75

122,6

125,7

9967,3

184,87

204,25

138,14

141,71

10184

192,52

213

141,75

145,6

10844

215,34

     237,5

152,72

157,81

10956

216,97

239,25

155,41

159,97

11759,7

247,9

272,5

169,92

175,67

Рисунок 7 – Приведенные потери в различных режимах работы при напряжении 110 кВ

7.  Выбор сечения проводов воздушной линии, питающей главную                   понизительную подстанцию

1) U=35 кВ, т.к. линия одноцепная

    

При = 4453часов, =1.4

Выбираем сечение из стандартного ряда – сечение 50

, d=10,7мм, то

Выполним проверку:

 

1.По послеаварийный режим

 

    

  1.  По условию механической прочности

Применяем сечение  50мм2, что больше установленного => проверка выполняется
    
3. По допустимой потере U: 

Следовательно, данное сечение удовлетворяет проверке по допустимой потере напряжения.

2) U=110 кВ, т.к. линия одноцепная

    

При =4453часов, =1,4

Выбираем сечение из стандартного ряда – сечение 70 из условия возможности коронирования

, d=10,7мм, то

Выполним проверку:

 

1.По послеаварийный режим

 

    

  1.  По условию механической прочности

Применяем сечение  , что больше установленного для сталеалюминевых проводов => проверка выполняется
    
3. По допустимой потере U: 

Следовательно, данное сечение удовлетворяет проверке по допустимой потере напряжения

  1.  Проверка на корону

Среднегеометрическое расстояние между фазами:

r=5,7 мм= 0,57 см

Так как r=0,57 см< 1 см, следовательно пользуемся формулой Пика для определения начальной напряженности зажигания коронного разряда:

, тогда

Следовательно, данное сечение удовлетворяет проверке по проверке на коронировании.

 

8. Определение суммарных приведенных затрат на сооружение воздушной ЛЭП

Суммарные приведенные затраты на сооружение воздушной ЛЭП вычисляются из условия:

ЕнЛЭП= 0,152 – нормативный коэффициент капиталовложений для ЛЭП;

Енобор= 0,193 – нормативный коэффициент капиталовложений для силового оборудования;

Клэп- капиталовложение в сооружение линии электропередач;

К отд,кз- капиталовложение на установку оборудования- блок с отделителем и короткозамыкателем;

- стоимость потерь ЛЭП;

- удельные потери в линии при номинальной нагрузке, кВт/км;

-стоимость 1 кВт электрической энергии, у.е/кВтч;

Время использования максимальных потерь находится из формулы:

Eам= 2,8 %- норма отчислений на амортизацию;

Еобсл=0,4% - коэффициент, учитывающий затраты на обслуживание ВЛЭП

Расчет производим для двух вариантов:

Для варианта :

1) S=10 МВА Uном= 35 кВ

ЕнЛЭП= 0,152 – нормативный коэффициент капиталовложений для ЛЭП;

Енобор= 0,193 – нормативный коэффициент капиталовложений для силового оборудования;

А- стоимость сооружения 1 км ЛЭП, у.е.

 тыс у.е. по ОРУ в целом

B- стоимость одного блока с отделителем и КЗ

- удельные потери в линии при номинальной нагрузке, кВт/км;

-стоимость 1 кВт электрической энергии, у.е/кВтч;

Принимаем = 1,5 у.е./кВтч

Cтоимость потерь ЛЭП:

тыс. у.е./год

Eам= 2,8 %- норма отчислений на амортизацию;

Еобсл=0,4% - коэффициент, учитывающий затраты на обслуживание ВЛЭП

тыс. у.е.

2) S=10 МВА Uном= 110 кВ

ЕнЛЭП= 0,152 – нормативный коэффициент капиталовложений для ЛЭП;

Енобор= 0,193 – нормативный коэффициент капиталовложений для силового оборудования;

А- стоимость сооружения 1 км ЛЭП, у.е.

 тыс у.е. по ОРУ в целом

B- стоимость одного блока с отделителем и КЗ

Cтоимость потерь ЛЭП:

тыс у.е./год

Принимаем = 1,5 у.е./кВтч

- удельные потери в линии при номинальной нагрузке, кВт/км;

Eам= 2,8 %- норма отчислений на амортизацию;

Еобсл=0,4% - коэффициент, учитывающий затраты на обслуживание ВЛЭП

тыс. у.е.

9.Определение суммарных приведенных затрат на установку оборудования

Суммарные приведенные затраты на установку вычисляются из условия:

Енобор= 0,193 – нормативный коэффициент капиталовложений для силового оборудования;

Стоимость потерь электрической энергии определяются из данного условия:

Расчет производим для двух вариантов:

Для варианта :

1) S=10МВА Uном= 35 кВ

Ктр= 41,8 тыс.у.е.- расчетная стоимость трансформатора с РПН;

 

Табл. 3 Годовые потери мощности и электроэнергии для первого варианта

Sстi, кВА

kзагр

kзагр0,5

Продолжительность

ступени нагрузки, ч/год

Потери мощности в трансформаторе, кВт

Потери эл.эн

тыс. кВт

2168.8

0,22

2190

20,9

45,8

3083.8

0,31

730

26,8

19,6

3477.43

0,35

1095

30,08

32,94

4337.6

0,43

730

38,11

27,8

6166

0,31

730

69,79

50,95

7106.9

0,35

547,5

76,6

41,94

8283.4

0,41

547,5

98,62

53,99

9013,4

0,45

365

113,61

41,47

9967,3

0,49

365

135,9

49,6

10184

0,51

547,5

141,65

77,55

10844

0,54

182,5

158,12

28,86

10956

0,55

365

159,6

58,25

11759,7

0,56

365

183,27

66,89

Итого

8760

598,64

2) S=10 МВА Uном= 110 кВ

Ктр= 54 тыс.у.е.- расчетная стоимость трансформатора с РПН;

Табл. 4 Годовые потери мощности и электроэнергии для второго варианта

Sстi, кВА

kзагр

kзагр0,5

Продолжительность

ступени нагрузки, ч/год

Потери мощности в трансформаторе, кВт

Потери эл.эн

тыс. кВт

2168,8

0,22

2190

30,66

67,15

3083,2

0,31

730

38,5

28,1

3477,43

0,35

1095

42,9

46,97

4337,6

0,43

730

53,7

39,2

6166

0,31

730

99,61

72,72

7106,9

0,35

547,5

104,5

57,21

8283,4

0,41

547,5

134,82

73,8

9013,4

0,45

365

155,03

56,58

9967,3

0,49

365

184,87

67,43

10184

0,51

547,5

192,52

105,4

10844

0,54

182,5

215,34

39,3

10956

0,55

365

216,97

79,19

11759,7

0,56

365

247,9

90,48

Итого

8760

932,43

  1.  Выбор оптимального варианта по минимуму приведенных затрат.

Выбор оптимального варианта электроснабжения осуществляется по минимуму приведенных затрат:

Вариант 1:

Вариант 2:

11.Выбор варианта по компенсации реактивной мощности

Рисунок 8 – Схема для определения количества и мощности                    компенсирующих устройств

Выбираем электродвигатель CДН-15-64-6 с номинальной активной мощностью 2000 кВт

  1.  Реактивная мощность, вырабатываемая СД

Qном.сд=1010кВАр

  1.  Реактивная мощность, которая может быть передана подсистемой от СД на сторону 0,4 кВ составит

  1.  Определяем наибольшую Q, которую могут пропустить 9 трансформаторов:

  1.  Оставшаяся некомпенсированная мощность на стороне 0,4 кВ при передачи со стороны 10 кВ Qвн8 составит

Выбираем конденсаторные установки типа УКБН-0,38-200-50УЗ количеством 21 штука, общая мощность БК равна 4200кВАр.

  1.  Увеличиваем число трансформаторов на один – N=10, тогда наибольшая мощность, которая может быть передана трансформаторам составит:

Всю необходимую на стороне 0,4 кВ реактивную мощность Qp=6500 кВАр можно передать со стороны 10 кВ через 10 трансформаторов. В этом случае установка конденсаторных батарей не требуется, однако располагаемая в сети 10 кВ мощность, которая может быть передана на сторону 0,4 кВ, равна Q0,4 кВ=3852 кВАр.

Следовательно, на стороне 0,4 кВ нужно установить

            кВАр

Выбираем конденсаторные установки типа УКБН-0,38-200-50УЗ количеством 13 штук, общая мощность БК равна 2600кВАр.

Намечаем для технико-экономического сравнения два варианта компенсации на стороне 0,4 кВ:

  •  Вариант 1 – Трансформаторы:  кВА и компенсирующие устройства  кВАр.
  •  Вариант 2 – Трансформаторы:  кВА и компенсирующие устройства  кВАр.

Определяем величину расчетных удельных затрат для синхронных двигателей, используемых в качестве ИРМ. Они определяются стоимостью потерь активной мощности, обусловленной генерацией реактивной мощности и передачи этой мощности на сторону 0,4 кВ.

                .

Определяем удельные затраты на 1 МВАр генерируемой мощности

у.е./МВАр.

Определяем удельные затраты на 1 МВАр генерируемой мощности

у.е./МВАр2.

Определяем затраты на установку батарей конденсаторов в сети 0,4 кВ

, (38)

где постоянная составляющая затрат, независящая от генерируемой мощности, у.е.;

                   нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений на установку конденсаторных установок;

                    удельные затраты на установку конденсаторов, у.е./кВАр

                   удельные потери активной мощности в конденсаторных батареях, кВт/кВАр Подставляя известные значения в формулу (38), получаем

у.е.

у.е.

Суммарные затраты на компенсацию для обоих вариантов составят

,

у.е.

,

у.е.

Оптимальным является вариант с меньшим количеством трансформаторов.

 12 Распределение мощности батарей конденсаторов по распределительным шкафам цеховой низковольтной сети

Распределение суммарной мощности батарей конденсаторов производится с учетом реактивной мощности, передаваемой со стороны 10 кВ, реактивных нагрузок шкафов, структуры сети, сопротивлением питающих линий.

Рисунок 9 – Радиальная схема питания распределительных шкафов

Таблица 5 – Исходные данные радиальной сети

№ ответв.

1

2

3

4

5

Qp, кВАр

1500

1000

1500

1700

800

r, Ом

0,02

0,04

0,03

0,05

0,07

Определяем эквивалентное сопротивление схемы

Ом.

Вся реактивная мощность (QBH=3852 кВАр), передаваемая со стороны 10 кВ, распределяется между распределительными шкафами в соответствии

. (39)

кВАр.

кВАр.

кВАр.

кВАр.

кВАр.

Расчетная мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых около шкафов, определяем по формуле

кВАр.

кВАр.

кВАр.

кВАр.

кВАр.

Учитывая шкалу номинальных мощностей, принимаем к установке батареи конденсаторов типа УК-0,38

кВАр.

кВАр.

кВАр.

кВАр.

кВАр.

Суммарная мощность батарей конденсаторов составит

кВАр.

Заключение.

Таким образом, внешнее электроснабжение предприятия осуществляется от подстанции энергосистемы двумя одноцепными воздушными линиями напряжением 110кВ проводом марки АС-70 на железобетонных опорах.

На главной понизительной подстанции предприятия установлены два двухобмоточных трансформатора типа ТДН-10000/110. На вводе ГПП схема ОРУ-110 выполнена по упрощенной схеме, т.е. без выключателей, с установкой разъединителей, отделителей и короткозамыкателей.

При компенсации реактивной мощности в системе электроснабжения принято 21 комплектных конденсаторных установок типа УКБН на напряжение 0,4 кВ номинальной мощностью 200 кВАр, что в сумме составляет 4200 кВАр. Питание потребителей 0,4 кВ осуществляется от цеховых подстанций количеством и номинальной мощностью соответственно  кВА при коэффициенте загрузки .

Суммарная номинальная мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых возле распределительных шкафов, составляет:  кВАр,  кВАр,  кВАр,  кВАр,  кВАр.


Список использованных источников

  1.  Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 338 с.: ил.
  2.  Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т.1. Электроснабжение / Под общ. ред. А.А. Федорова.  – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 568 с.: ил.
  3.  Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.: ил.
  4.  Правила устройства электроустановок [Текст]: Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. 8-й выпуск. – Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2007. – 854 с.: ил.
  5.  Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т.2. Электрооборудование / Под общ. ред. А.А. Федорова.  – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 592 с.: ил.
  6.  Справочник по проектированию электроэнергетических систем / ВВ. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.: ил.
  7.  Климова Г.Н. Элменты энергосбережения в электроснабжении промышленных предприятий: учебное пособие/ Г.Н. Климова, А.В. Кабышев. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2008. – 187 с.


EMBED Equation.3  


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

50. Securities exchange. Most common and most unrestricted type of bank 304 KB
  Most common and most unrestricted type of bank, allowed the most latitude in its services and investments are called, despite the measures taken last year to cut their risky investments and the overall size of their portfolios.
51. История создания и специфика работы пистолета-пулемета Томпсона 533.92 KB
  Томми-ган, автомат Томпсона, пистолет-пулемет Томпсона, чикагское пианино, траншейная метла, дьявольская машина смерти и даже двигатель торговли – все это названия самого гангстерского в мире оружия, которое стало символом американских гангстерских воин и хорошо зарекомендовало себя на полях сражений.
52. Технический уровень производства алюминия с использованием электролиза 218 KB
  Плотность тока зависит от футеровки электролизера и площади поверхностей теплоотдачи корки электролита. Непрерывность процесса электролиза, определение производительности и удельного расхода сырья. Материальный баланс электролизера на силу тока 165 кА.
53. Оцінка навчальної гігієни Технічного коледжа ТНТУ ім. І. Пулюя 121.5 KB
  Опитування студентів групи ОКС-406 з використанням хронометражного листа, ознайомлення з планом виховної роботи куратора групи. Аналіз розміщення меблів в навчальних приміщеннях та дослідження освітленості класів.
54. Методичні вказівки до виконання лабораторних робіт в редакторі КОМПАС-ГРАФІК для Windows 996 KB
  Робота з панелями графічного креслярсько-конструкторського редактора КОМПАС-ГРАФІК для Windows, Ввід даних і виразів в поля Стічки параметрів об’єктів. Використання допоміжних побудов. Проставлення розмірів в КОМПАС-ГРАФІК для Windows.
55. Харьковский украинский драматический театр имени Т.Г. Шевченко 381.5 KB
  Блестящий исполнитель комических ролей в пьесах русских и зарубежных классиков - Н.В. Гоголя, А.С. Грибоедова, Ж.Б. Мольера, — М. Щепкин стоял у истоков украинского национального театра. В историю харьковского театра Л.Ю. Млотковский вошел как организатор строительства первого каменного здания театра.
56. Устройство подземной части здания. Проектирование фундамента 456 KB
  Выбор комплекта машин для производства земляных работ. Технико-экономическое сравнение вариантов. Сводная ведомость объема земляных работ, подсчет объемов по устройству монолитных фундаментов. Расчет технико-экономических показателей комплексного процесса.
57. Создание фирменного стиля модельной студии Модерн 654.5 KB
  Концепция нового фирменного стиля модельной студии Модерн, расценки на услуги рекламной фирмы (нанесение изображения на жилет и диск). Расчет суммы, необходимой на реализацию предложенного фирменного стиля модельной студии \"Модерн\"
58. Отруйні речовини та їх вплив на організм людини 181.78 KB
  Сильнодіючими отруйними речовинами називаються хімічні сполуки, які в певних кількостях, що перевищують ГДК, надають шкідливий вплив на людей, сільськогосподарських тварин, рослини, викликаючи у них ураження різного ступеня.