1.4 Додаткові дані

1.4.1 Додаткові навантаження:

Активне максимальне

Реактивне максимальне

Активне середньозмінне

Реактивне середньозмінне

1.4.2 Струм трьохфазного короткого

замикання на шинах ГПП

1.4.3 Напруга на шинах ГПП

1.4.4 Довжина живлячої цех лінії

1.4.5 Час дії релейного захисту

1.4.6 Опір природних заземлювачів

1.4.7 Ґрунт супісок

1.3.8 Струм замикання на землю

в мережі 6 – 10 кВ

2.Електрична частина

2.1 Розрахунок електричних навантажень

Розрахунок навантажень проводимо за методом упорядкованих діаграм (метод коефіцієнту максимуму).

2.1.1 Усі електроприймачі розподіляємо на групи з однаковим коефіцієнтом використання К_в та cosφ. У кожній групі і в цілому по ділянці підраховуємо кількість електроприймачів, в кожній групі і в цілому по ділянці знаходимо Р_{н min} та Р_{н max}, підраховуємо сумарні потужності усіх електроспоживачів. Дані і резуль-тати розрахунків заносимо до таблиці 2.

2.1.2 Для кожної групи і в цілому по ділянці визначаємо середньозмінну активну потужность

_, (2.1)

де – групова номінальна потужність;

– коефіцієнт використання.

_,

,

,

,

Знаходимо активне середньозмінне навантаження ділянки

(2.2)

.

2.1.3 Для кожної групи і в цілому по ділянці визначаємо середньозмінну реактивну потужність

, (2.3)

де – середня номінальна потужність;

– значення яке відповідає середньозваженому, характерному для електроспоживачів даного режиму роботи.

,

,

,

,

,

.

Знаходимо реактивне середньозмінне навантаження ділянки

_, (2.4)

.

2.1.4 Знаходимо середньозважене значення коефіцієнта використання К_в і tgφ поділянці в цілому

_, (2.5)

де – сумарна середньозмінна потужність.

,

, (2.6)

,

За таблицею Брадіса .

2.1.5 Знаходимо ефективне число електроприймачів

Так як дійсне число електроприймачів та , то розраховуємо за формулою 2.14 [1.с.85]

. (2.7)

Таблиця 2.1 – Дані розрахунків

№ п/ п	Найменування	Кіль-кість	∑Рном., кВт	Кв.ср	Cosφ/ tgφ	Рзм., кВт	Qзм., квар
1	Верстати	19	344	0,16	0,6/ 1,37	55,04	75,1
2	Пічі	4	32	0,5	0,95/0,32	16	5,6
3	Автоматична лінія	1	16	0,6	0,7/1	9,6	9,6
4	Преси	8	112	0,17	0,65/1,15	19,04	21,9
5	Крани	6	36	0,06	0,5/1,73	2,16	3,8
6	Вентилятор	5	20	0,6	0,8/0,72	12	8,7

2.1.6 Знаходимо коефіцієнт максимуму

Для і з урахування інтерполяції по [1.табл.2.3]

знаходимо для активного навантаження

Знаходимо К_м для реактивного навантаження.

Так як n_е > 12 і К_в.діл = < 0,2, то К_м = 1,1

2.1.7 Знаходимо потужність на освітлення

, (2.8)

.

де , питома густина навантаження;

, площа ділянки;

, коефіцієнт запасу розрахункового освітлення;

, коефіцієнт попиту освітлювального навантаження [1.табл.2.7].

2.1.8 Активна максимальна розрахункова потужність ділянки з урахуванням освітлення та додаткової потужності

, (2.9)

.

2.1.9 Реактивна максимальна розрахункова потужність ділянки з урахуванням додаткової потужності

, (2.10)

.

2.1.10 Активна середньо змінна потужність ділянки з урахуванням додаткової потужності

, (2.11)

.

2.1.11 Реактивна середньозмінна потужність ділянки з урахуванням додаткової потужності

, (2.12)

.

2.2 Розрахунок і вибір компенсуючого пристрою

2.2.1 Рекомендуємо потужність компенсуючої установки:

, (2.13)

де – максимальна (розрахункова) потужність, яка використовується підприємством у години максимуму енергосистеми;

– гранична реактивна потужність, яка подається підприємству енергосистемою у період максимуму активного навантаження.

.

Для нашої ділянки:

_, (2.14)

.

Для системи "Херсонобленерго"

2.2.2 За таблицею [3.табл.9.2] обираємо дві компенсуючі установки типу:

УК05-04-250 УЗ з номінальною потужністю 250кВар і вартістю 37500грн. кожна. З питомими втратами активної потужності на компенсацію:

.

2.2.3 Визначаємо вартість втрат електроенергії в компенсуючій установці:

, (2.15)

де – питомі втрати активної потужності на компенсацію;

– річне число годин роботи підприємства знаходимо за

таблицею [1.табл.2.9];

– тариф на електроенергію (0,87 грн. / кВт).

2.2.4 Знаходимо амортизаційні відрахування:

, (2.16)

де – капітальні втрати на компенсуючу установку;

обирається за таблицею [2.табл.4].

2.2.5 Визначаємо повні річні втрати на компенсуючу установку:

, (2.17)

де – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень.

2.2.6 Визначаємо річну економію за рахунок зниження втрат енергії при зменшенні використання підприємством реактивної потужності:

, (2.18)

де – зміна втрат, що залежить від схеми віддаленості

підприємства від електромережі та інших факторів;

– ціна річної економії.

Коли – компенсація доцільна. компенсація доцільна.

2.3 Розрахунок та вибір кількості трансформаторів для підстанції

2.3.1 Для споживачів II і III категорії обираємо коефіцієнт завантаження трансформаторів:

по таблиці [ 1.табл.4.6 ]

Розраховуємо рекомендуєму повну середньо змінну потужність трансформаторів:

, (2.19)

.

, (2.20)

.

2.3.2 Обираємо два варіанти підстанції:

1-й варіант

КТП-1-х 630 виробництва Хмельницького заводу трансформаторних

підстанцій, вартістю 41275 гривень.

Тип трансформатора ТМ 630/6 з технічними даними:

,

,

,

.

2-й варіант

КТП-2-х 400 виробництва Хмельницького заводу трансформаторних підстанцій, вартістю 88825 гривень. Тип трансформатора ТКЗ-400/6 з технічними даними:

,

,

,

.

2.3.3 Проводимо техніко-економічний розрахунок двох варіантів і результати розрахунків заносимо у таблицю №3. Дані для розрахунку беремо з таблиці [ 1. табл. п.1.1 ].

2.3.4 Визначаємо приведені втрати холостого ходу:

, (2.21)

,

,

,

де – коефіцієнт зміни втрат.

2.3.5 Визначаємо приведені втрати короткого замикання:

, (2.22)

,

, (2.23)

.

2.3.6 Визначаємо повні приведені втрати:

, (2.24)

,

, (2.25)

,

де ;

,

;

,

2.3.7 Визначаємо вартість втрат електроенергії за рік:

, (2.26)

,

, (2.27)

,

де – річне число годин роботи підприємства, яке визначається за таблицею [ 1.табл.2.9.];

– тариф на електроенергію.

2.3.8 Визначаємо амортизаційні відрахування:

, (2.28)

,

, (2.29)

,

де – капіталовтрати по варіантам:

- вартість КТП

2.3.9 Визначаємо повні річні витрати:

_, (2.30)

_,

_, (2.31)

2.3.10 Так як капіталовитрати у першому варіанті менше, ніж у другому, то ми обираємо перший варіант.

В, грн	29465,45	60708
Са, грн	6191,25	13323,75
Св, грн	22315,5	34060,5
ΔР΄, кВт	5,7	8,7
ΔРк΄, кВт	9	12,8
ΔРхх΄, кВт	2,63	2,94
кз	0,65	1,03
Uк, %	5,5	4,5
Іо, %	2	2,1
ΔРк, кВт	7,3	5,5
ΔРо, кВт	2	1,05
К, грн	41275	88825
КТП	ТМ 630/6	2 ТКЗ 400/6
№	1	2

Таблиця 2.2

2.4 Розрахунок та вибір живлячої кабельної лінії

Прокладаємо дві кабельні лінії для підвищення надійності електропостачання. Кабель прокладається у ґрунті. Напругу кабельної лінії обираємо 6 кВ.

Обираємо кабель АСБ з алюмінієвими жилами з просоченою масло-каніфольним складом паперовою ізоляцією жил. Ізоляція кабелю захищена від зволоження свинцевою оболонкою, яка в свою чергу захищена бронею, що забезпечує механічну міцність і має антикорозійне і антигнилосне покриття.

Вибір перерізу кожної жили кабелю проводимо по економічній густині струму:

, (2.33)

,

де обираємо по таблиці [1 .табл. П. 1.2] при ;

, (2.34)

,

де – кількість ліній живлення.

По [1.табл.П.2.1] вибираємо переріз жили кабелю з допустимим струмом , та активним опором .