- •Міністерство освіти і науки україни
- •6. Варіант розташування цехів
- •7. Зміст розрахунково-пояснювальної записки (основні питання)
- •9. Календарний план виконання проекту
- •1. Розрахунок електричних навантажень
- •1.1. Розрахунок електричного навантаження цеху №1 без освітлення
- •1.2. Розрахунок електричних навантажень групи цехів
- •1.3. Вибір потужностей цехових трансформаторних підстанцій та компенсуючих пристроїв
- •1.4. Побудова картограми електричних навантажень
- •2. Проектування та техніко-економічний
- •2.1. Технічний розрахунок для I варіанту
- •2.2. Технический расчет для II варианта
- •2.3 Технико-экономическое сравнение двух вариантов расчета
- •Таблиця 2.11 Розрахунок постійних витрат
- •Таблиця 2.12 Розрахунок перемінних витрат
- •3. Выбор схемы электроснабжения завода
- •4. Технический расчет внутреннего электроснабжение
- •4.1. Вибор сечения кабельных линий
- •4.2Расчет токов короткого замыкания.
- •4.3. Определение ударных токов трехфазного короткого замыкания
- •4.4. Определение теплового импульса
- •4.5. Проверка выбранных кабелей на термическую устойчивость
- •Список использованных источников
2.2. Технический расчет для II варианта
Определяем номинальную мощность трансформатора на главной понижающей подстанции согласно (1.20) по формуле (1.13), МВА:
=.
Расчетная мощность трансформаторов, полученная по формуле (1.13), округляется до ближайшей стандартной мощности по шкале ГОСТ 11920-85, ГОСТ 12965-85, МВA: 2,5; 6,3; 10; 16; 25; 40; 63.
Выбираем для ГПП два трансформатора мощностью = МВА.
Если один из выбранных трансформаторов отключается в аварийном режиме, то перегрузки второго выбранного трансформатора, остающегося в работе, не должны превышать 40%.
В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом нагрузки по формуле (1.14),%:
= <0,7.
Загрузка трансформаторов в послеаварийном режиме (при выходе из строя одного из рабочих трансформаторов) по формуле (1.15),%:
= <1,4.
Соблюдение условия (1.21) позволяет сохранить срок службы изоляции трансформатора в пределах нормативного. Параметры трансформатора берем из таблиц А.4 А.5.
Параметры выбранных трансформаторов приводятся в табл. 2.4.
Таблица 2.4
Трансформатор |
Номинальная мощность, МВА |
Среднее номинальное напряжение, кВ |
∆UК, % |
∆PК, кВт |
∆Рх кВт
|
Iх, % |
Расчетная стоимость, тис. грн., |
RT, Ом |
XT, Ом |
∆Qx, квар |
Границы регулирования напряжения, % | |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расчет мощностей с учетом потерь в трансформаторах главной понижающей подстанции выполняется по формулам (1.16 - 1.20) и сведен в
табл. 2.5.
Таблица 2.5
№ подстанции |
Потери активной мощности, , кВт
|
Потери реактивной мощности, кВАр |
Переданая активная мощность, , кВт |
Переданая реактивная мощность, , кВАр |
Переданая полная мощность, , кВА |
Потери активной мощности в стали, , кВт (2.2) |
Потери активной мощности в меди, , кВт(2.3) |
Потери электроэнергии в трансформаторах, кВт∙ч (2.4) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Определяем рабочей ток линии внешнего электроснабжения, А:
=;
где – количество параллельных цепей линии, принимаем для потребителей первой и второй категории потребления =2.
Выбор сечения питающей линии выполняется по экономической плотности тока, с последующей проверкой под нагревом. Для двухсменного графика работы предприятия = часов / год, Jэк = А / мм2,где - количество часов в год использования максимума активной мощности (согласно задания для металлообрабатывающих предприятий выбираем из табл. А9, А10),
Определяем эффективное сечение линии внешнего электроснабжения, мм2:
= .
Полученное пересечение округляется до ближайшего стандартного значения табл. А11, но при этом необходимо помнить, что по условиям короны минимальные сечения, рекомендуемые [5], таковы: 70 мм2 при = 110 кВ; 120 мм2 при = 150 кВ; 240 мм2 при = 220 кВ. Исходя из полученного значения, и условий минимального сечения выбираем сечение= мм2 .
Выбираем провод марки АС со следующими параметрами:
Таблиця 2.6
Марка провода |
Допустимый длительный ток, А |
Активное сопротивление при 20на 1 км, Ом, |
Реактивное сопротивление на 1 км, Ом, |
Емкостная проводимость на 1 км, См |
Зарядная мощность на 1 км, , МВАр |
|
|
|
|
|
|
Проверяем выбранный провод по условиям нагрева:
265>36,58.
Условия по нагреву выполняются.
Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля , кВ/см:
,
где – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности проволоки (для многожильных проводов = 0,82);
–радіус провода, == см.
Определяем начальную критическую напряженность электрического поля , кВ/см:
=.
Напряженность электрического поля E у поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:
,
где – линейное напряжение, кВ;
–среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см; при горизонтальном расположении фаз (- наименьшее расстояние в свету между соседними фазами (определяем по табл. А.12) на открытых распределительных устройств (ОРУ) подстанций, защищенных разрядниками, и ВРП, защищенных ограничителями перенапряжений расстояний
= |
|
мм см. | |||
= |
|
|
|
Определяем напряженность электрического поля E у поверхности нерасщепленного провода, кВ/см,
=.
При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% больше величины, определенной (2.9). Провод не будет коронировать, если наибольшая напряженность поля на поверхности любого провода не более 0,9 E0кр, то есть должно выполняться условие:
.
Если условие (2.7) не выполняется, то следует увеличить расстояние между фазами или радиус провода.
По условиям короны выбранный провод (табл. 2.6) удовлетворяет.
Выполняем проверку питающей линии по потерям напряжения в послеаварийного режиме,%:
=
Определяем потери активной мощности в линии,кВт:
=.
Определяем потери реактивной мощности в линии, кВАр:
=.
Определяем потери активной энергии в линии, кВт / год:
=,
где – время максимальных потерь, которое определяется по формуле, часов / год:
= ,
где – количество часов в год использования максимума активной мощности (согласно задания для металлообрабатывающих предприятий,выбираем из табл. А7),
= часов/год.
Определяем потери реактивной энергии в кабелях, кВАр / год:
=
где – время максимальных потерь, которое определяется по формуле, часов / год:
=,
где – количество часов в год использования максимума реактивной мощности (согласно задания для металлообрабатывающих предприятий выбираем из табл. А7),
= часов/год.