Расчётные
нагрузки кВт;
кВар.
Для второй половины шинопровода расчёт аналогичен (расчёт для СШ1)
Из табл. 6 =24,6 кВт,
=11,5
кВар;
Ток в линии головного выключателя магистрального шинопровода:
А,
поэтому по ([1], табл.5.3) выбираю магистральный шинопровод ШМА-4-1250-44-1У3 с
IH = 1250 А.
5.3 Выбор компенсирующих устройств и места их установки.
Необходимая мощность компенсирующего устройства (КУ):
кВар,
где
,
–
задаваемые энергосистемой величины,
.
В качестве КУ выбираю комплектные конденсаторные установки.
Оптимизация выбора компенсирующих
устройств ведётся по минимуму приведенных затрат. Расчёт приведенных затрат по
вариантам компенсации реактивной мощности на сторонах 10 и 0,4 кВ производится
по формуле ,
где –
приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию подстанций;
– то же, но для кабельной линии 10 кВ;
– приведенные затраты на компенсирующие
устройства;
– эксплуатационные затраты, связанные со
стоимостью потерь электроэнергии в распределительной сети 10 кВ и трансформаторах.
КРМ на стороне 0,4 кВ:
По ([1], табл.П.6.1)
выбираю ККУ: УКЛН-0,38-300-150У3 с Q = 300 квар и
УКЛН-0,38-450-150У3 с Q = 450 квар. квар.
Минимальная расчётная мощность трансформатора ТП при полной компенсации на стороне 0,4 кВ:
кВА,
возможна установка трансформатора на 1000 кВА с учётом дальнейшего расширения
производства.
руб.,
руб.,
где ,
– общие ежегодные отчисления от
капиталовложений на ТП и кабельную линию (
,
);
–
стоимость КТП-1000 с минимальным количеством шкафов низшего и высшего
напряжений Хмельницкого завода ([1], табл.П4.2);
–
удельная стоимость кабельной линии с учётом строительных работ ([1],
табл.П4.7), руб/км;
– длина кабельной линии, км.
руб.,
где
– удельные потери активной мощности в
конденсаторах, равные 0,004 квар/кВт для ККУ-0,4 кВ и 0,002 квар/кВт для ККУ-10
кВ;
– стоимость ККУ, руб., определяется по
([1], табл.П6.1);
– суммарная мощность
установленных КУ, квар;
руб/кВт×год– удельная стоимость потерь активной
мощности для трёхсменного предприятия ОЭС Северо-запада ([1], табл.П5.1).
руб., где
– потери мощности в
трансформаторе типа ТМЗ мощностью 1000 кВА при холостом ходе, кВт, определяются
по ([1], табл.П4.6);
– потери мощности в
трансформаторе от протекания активной и реактивной мощностей, кВт.
руб.;
Сопротивление трансформатора, приведенное к напряжению 10 кВ:
Ом,
где
– номинальное напряжение, кВ;
– номинальная мощность трансформатора,
кВА;
– потери КЗ, кВт ([1], табл.П4.6).
Суммарные приведенные затраты варианта 1:
руб.
КРМ на стороне 10 кВ:
Выбираю ККУ:
УК-10,5-300У3 с Q = 300 квар и УК-10,5-450ЛУ3 с Q = 450 квар. квар.
Расчётная мощность трансформатора ТП при компенсации на стороне 10 кВ:
кВА,
устанавливается трансформатор на 1600 кВА (возможно расширение производства).
руб.,
руб.,
;
руб.,
где ,
,
–
соответственно стоимость ячейки, вакуумного выключателя и регулятора АРКОН-1 с
приставкой ПП 3;
,
–
общие ежегодные отчисления от капиталовложений в ТП и регулятор.
руб./(кВар×год),
руб./(кВар×год).
руб.
руб.
руб.;
Сопротивление трансформатора, приведенное к напряжению 10 кВ:
Ом.
Суммарные приведенные затраты варианта 2:
руб.
Наиболее экономичным оказался первый вариант с установкой ККУ на стороне 0,4 кВ и мощностью трансформатора ТП 1000 кВА.
Используется КТП –1000 Хмельницкого завода с трансформатором типа ТМЗ. Шкаф ввода ВН – типа ШВВ-3 ([1], табл.П4.3) со встроенным выключателем нагрузки ВН-11; шкаф ввода НН – ШНВ-3М с автоматом Э-25 В; шкафы отходящих линий – ШЛН-2М с автоматами Э16В.
![]() |
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.