2.Технико-технологический раздел

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЛНТ 0 140448 01 П3

2.Технико-технологический раздел

2.1.Расчет электрических нагрузок

2.1.1.Определяем расчетную полную нагрузку, КВА

S_р= (2.2.1)

где n-количество, U-напряжение внешней сети, В I-ток нагрузки, А

введем индексы в расчетах

1-ПС№51и

2-ПС№54к

S_р1 = (КВА)

S_р2 = (КВА)

2.1.2. Определяем активную расчетную нагрузку, КВт

Р_р= S_р соsφ (2.2.2)

Р_р1 =16456 ∙0,9 = 14810,4 (КВт) (2.2.2)

Р_р2 = 21505 ∙0,91 =19569,55 (КВт) (2.2.2)

2.1.3 Определяем реактивную расчетную нагрузку, КВар

Q_р= S_р sinφ, (2.2.3)

где sinφ= (2.2.4)

sinφ= =0,43

sinφ= =0,17

Q_р1 =16456 ∙0,43 =7076,08 КВар

Q_р2 =21505 ∙0,17=3655,85 КВар

2.2.4 Расчет электрических нагрузок свести в таблицу Таблица 2.1.1

подстанция	Ном напряжение КВ	Ном ток нагрузки,А	Активная расчетная нагрузка Рр КВт	Реактивная расчетная нагрузка, Qр Квар	Полная расчетная нагрузка, Sр КВА
ПС № 51	110	8 ∙11,0	14810,4	7076,08	16456
ПС № 54	110	10 ∙11,5	19569,55	3655,85	21505
итого	34379,95	10731,93	37961

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЛНТ 0 140448 01 П3

2.Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

1-ПС- 51-п=2

2-ПС-54-п=2

2.2.1.Определяем расчетную мощность трансформа

S рт= (2.2.1)

S рт1 =

S рт2=

2.2.2. Выбираем трансформаторы по условию

S_рт < S_нт (2.2.2)

12280,59 < 16000

16048,50<25000

2.2.3.Уточняем, лежит ли коэффициент загрузки в допустимых пределах:

(2.2.3)

2.2.4. Проверяем трансформаторы по условиям перегрузки в послеаварийном режиме:

1,4 S_нт ≥ S_р (2.2.4)

22400 ≥12280,59

35000 ≥16048,50

2.2.5. Проверяем трансформаторы по условиям перегрузки в аварийном режиме:

1,7 S_нт ≥ S_р

27200 ≥12280,59

27282,45 ≥25000

Таблица 2.2.3.Технические данные рекомендуемых к применению трансформаторов

№ п/п, соответствующий индексу в расчетах	Sр кВА	количество, n	тип	Sнт кВА	Номинальное напряжение, кВ	uк %	iо %	Потери мощности, кВт	Схема и группа соединения	Цена, тыс руб, К
Высшее Uн1	низшее Uн2	Рх	Рк
ТП-51	16456	2	ДТН	16000	110	10	10,5	0,85	21,0	86,0	U/∆	2350
ТП-54	21505	2	ТРДН	25000	110	10	10,5	0,75	25,0	120,0	U/∆	2890

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЛНТ 0 140448 01 П3

№	Определяемые параметры	формулы	ТП-51	ТП-54
1	Потери холостого хода, активные, кВТ	∆ Р= Рх+ Кз Рк	86,36	97
3	Потери холостого хода, реактивные, квар	∆ Q = Sнт/ 100	160	250
4	Полные потери, кВА		180,41	268,15
5	Коэффициент загрузки с учетом потерь		0,38	0,32
6	Реактивная мощность холостого хода, квар	∆ Qхх = (Sнт iо)/ 100	136	187,5
7	Приведенные потери холостого хода, кВТ	∆ Рх^′ = Рх +кип ∆ Qхх кип=0,05 (6)	92,8	129,37
8	Реактивные потери короткого замыкания, квар	∆ Qк = (Sнт uк) / 100	1680	2625
9	Приведенные потери короткого замыкания, кВТ	∆ Рк^′ =∆ Рк + кип ∆ Qк где ∆ Рк ≈Рк	150	251,25
10	Полные приведенные потери в трансформаторе, кВТ	∆ Рт^′ =n(∆ Рх^′ +Кз∆ Рк^′)	299,6	419,54
11	Потери электрической энергии, кВТ∙ час	∆Эп=∆ Рт^′ Т Т =8760час- при круглосуточной работе ТП	2624496	3675170,4
12	Капитальные затраты, тыс. руб	Кт= n К	4700	5780
13	Эксплутационные расходы, (тыс. руб)/год	Са = ка Кт ка=(9-10)% (6)	446	549
14	Стоимость потерь электрической энергии, (тыс.руб)/год	Сп =со ∆Эп со -стоимость 1 кВт∙час электроэнергии	9185,73	12863,09
15	Суммарные годовые расходы, (тыс. руб)/год	Сэ = Са + Сп	9631,73	13412,09

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЛНТ 0 140448 01 П3

2.3. Расчет и выбор высоковольтных питающих воздушных линии

Таблица 2.3.1 Исходные данные для расчета линий

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЛНТ 0 140448 01 П3

№ п/п, соответствующий индексу в расчетах	назначение	Номинальное напряжение, кВ	Длина линии, км	Расчетная нагрузка, КВА	Коэффициент мощности соsφ
1	Воздушая линия к ПС-51	110	2,3	8228	0,82
2	Воздушная линя от ПС-51 к ПС-54	110	5,2	9490,25	0,82
3	Воздушная линя ПС-54	110	1,2	10752,5	0,82

2.3.1. Определяем расчетные значения токов линий, А

(2.3.1.) А

А

А

2.3.2. Определяем расчетное сечение, мм²

(2.3.2)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ЛНТ 0 140448 01 П3

2.3.4. По Sэ выбираем из таблицы 2.3.3. ближайшее большее стандартное значение сечения проводника (S_ст) к S_э

2.3.5. Дальнейший расчет ведем в таблице 2.3.4

№ п/п	Определяемые величины	Формулы (литература)	ВЛ к ПС-51	ВЛ от ПС-51 к ПС-54	ВЛ к ПС-54
1	Стандартное сечение, мм^2	Scт –табл. 2.3.3	50	70	70
2	Допустимый ток, А	Iдоп - табл. 2.3.3	210	265	265
3	Индуктивное удельное сопротивление линии, Ом/км	х0 - табл. 2.3.3	0,429	0,418	0,418
4	Активное удельное сопротивление линии, Ом/км	r0=1000/(gSст), где g-удельная проводимость проводов, g=32м/Ом·мм^2- для алюминия	0,62	0,44	0,44
5	Стоимость одного км линии, (тыс.руб.)/км	Kуд-2.3.5	28	30	30
6	Длина линии, км	l -2.3.1	2,3	5,2	1,2
7	Коэффициент загрузки линии		0,23	0,21	0,24
8	Потери мощности при действительной нагрузке, кВт/км		0,009	0,021	0,005
9	Потери электрической энергии, (кВт·ч)/(год·км)	, где Т-число часов использования максимума Т=5000час	45	105	25
10	Стоимость потерь электроэнергии (тыс. руб.)/год	, где соп- стоимость 1кВт∙ ч электроэнергии, тыс. руб. соп=0,03т.руб	0,135	0,315	0,075
11	Капитальные вложения на сооружения линии, (тыс. руб.)/км	К = Куд l	64,4	156	36
12	Ежегодные амортизационные отчисления, (тыс. руб.)/год	Са = К kа, где kа-коэффициент амортизационных отчислений: kа=0,04 для ВЛ с железобетонными опорами
13	Годовые эксплутационные расходы, (тыс. руб.)/год	Сэ = Сп +Са
14	Годовые приведенные затраты (тыс. руб.)/год	З = Сэ + 0,12 К
15	Потери напряжения, В
16	Максимальные потери напряжения, В	где Рмакс=РР Qмакс=QР
17	Максимальные потери напряжения %

Дата добавления: 2015-08-29