Низковольтные потребители ⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 23Следующая ⇒
Цех №1	13,94	5,94	0.5	16.75	1	153,4	6,97	233,49
Цех №2	1848,41	78,41	13	5.5	11,51	15,27	24029,33	10166,25
Цех №3	3066,46	102,46	5.75	4.25	14,83	12,03	17632,14	13032,45
Цех №4	636,04	36,04	20	15.25	6,75	20,4	12720,8	9699,61
Цех №5	106,84	74,84	24.5	16.25	2,77	252,17	2617,58	1736,15
Цех №6	100,49	50,49	1.25	10.75	2,68	180,88	125,61	1080,27
Цех №7	281,58	41,58	6.25	17.5	4,49	53,16	1759,875	4927,65
Цех №8	298,7	88,7	13	17	4,63	106,9	3883,1	5077,9
Цех №9	736,89	30,89	24.5	9.5	7,27	15,1	18053,8	7000,45
Цех №10	66,78	21,78	0.5	3.75	2,19	117,41	33,39	250,42
Цех №11	1061,28	71,28	18.5	11.5	8,72	24,18	19633,68	12204,72
Цех №12	994,01	98,01	7.5	14	8,44	35,5	7455,07	13916,14
Цех №13	2563,83	46,33	20.5	4.25	13,56	6,5	52558,51	10896,28
Цех №15	1697,68	31,68	23,75	2,5	11,03	6,72	40,319,9	4244,2
Расчетная нагрузка 0,4кВ	13472,93						160509,9	94465,98
Цех №12(10кВ)	8800		7,5	14	25,12		66000	123200
Цех №14 (10кВ)	1534	29,7	23,75	5,5	10,49	6,97	36432,5	8437
Итого по предприятию	23806,96						262942,4	226102,98
ЦЭН предприятия			11,05	9,5

 

Место расположения ГПП:

 

 

 

 

Найденные координаты центра электрических нагрузок не позволяют до конца решить задачи выбора места расположения ГПП. В силу технологических и архитектурных ограничений не представляется возможным размещение ГПП в центре электрических нагрузок. Поэтому место расположения ГПП смещаем в сторону питания от подстанции энергосистемы.

Выбор оптимальной схемы внешнего электроснабжения завода

Выбор напряжения внешнего электроснабжения завода

Так как потоки мощности меньше 60 МВт, а длина участков схемы не превышает 250 км, то для выбора рационального напряжения сети используем формулу Стилла [2]:

      (3.1)

Из расчета видно, что для технико-экономического сравнения целесообразней использовать напряжение 35 или 110кВ

Выбор оптимальной схемы внешнего электроснабжения

Выбирается схема внешнего электроснабжения предприятия с расчётной электрической нагрузкой = 32699,8 кВА. Коэффициент загрузки трансформаторов принимаем 0,75 т.к. на предприятии имеются потребители II категории. В аварийном режиме допускается перегружать трансформатор до 40%. Выбираем двух трансформаторную подстанцию с раздельной работой трансформаторов.

Для расчета рассмотрим 2 варианта напряжением 35 и 110 кВ.

3.3 Технико-экономический расчет вариантов схем внешнего электроснабжения

Значения токов в нормальном и аварийном режимах

Вариант I:

Расчет компенсации реактивной мощности для 35 кВ

Определяем суммарную нагрузку с учетом компенсации реактивной мощности:

                    (3.2)

  (3.3)

где для сети 35кВ.

     (3.4)

Определяем суммарную нагрузку завода с учетом компенсации реактивной мощности:

  (3.5)

;                          (3.6)

.                      (3.7)

                                 (3.8)

Выбираем ближайший стандартный провод сечением F = 240 мм² марки АС-240

Проверяем по длительно допустимому току:

Окончательный выбор провода сечением F = 240 мм², марки АС-240.

Вариант II:

 Расчет компенсации реактивной мощности для 110 кВ

где , для сети 110кВ

;

.

 

По условиям короны и радиопомех [ПУЭ табл. 2.5.6] выбираем провод сечением F = 70 мм² марки АС-70.

Проверяем по длительно допустимому току:

Окончательный выбор провода сечением F = 70 мм² марки АС-70.

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: