Мощность остальных ЭП на объекте 7, кроме СД, 100 кВт. Все ЭП завода, кроме СД, имеют напряжение 0,38 и 0,22 кВ. Единственные ЭП I категории по надежности – пожарные насосы на объекте 6, суммарной мощностью 110 кВт.
Помещения объекта 4 относятся к пожароопасным зонам класса П-1; помещения объекта 5 к взрывоопасным зонам класса В-1.
1. Определяем расчетную (максимальную получасовую активную мощность) нагрузку блоков цехов 1 и 2 по методу удельной плотности максимальной нагрузки на 1 кв. м площади цеха:
Рр1 = Руд1×F1; Рр2 = Руд2×Р2.
2. Суммируем заданные нагрузки объектов 3, 4, 5, 6, 8 и 9 с Рр1 и Рр2, определяя Рр завода без учета компрессорной 7 и потерь мощности во внутризаводской сети DРэ.
3. Определяем количество СД 6 кВ в компрессорной 7 в соответствии с табл. 2.
4. Определяем нагрузку компрессорной станции 7 (см. табл. 4):
Рр7 = N×630 кВт × Кс + 100 кВт, где Кс – коэффициент спроса (в нашем случае Кс » 0,8).
5. Определяем Рр.з завода без учета DРэ:
Рр.з = Рр1 + Рр2 + РрЗ + Рр4 + Рр5 + Рр6 + Рр7 + Рр8 + Рр9.
6. Определяем DРэ
DРэ = Кпот × Рр.з (Кпот = 2,8 %).
7. Определяем РрS завода в целом:
РрS = Ррз + DРэ, [МВт]
8. Определяем предварительное значение наивыгоднейшего напряжения Uэк, например, по формуле Г.А. Илларионова [4, с. 106]:
кВ, где Lл =Куд
× L, L
– длина
линии от РПС до ПС завода в км; Куд – коэффициент удлинения
трасс ВЛ в центральном районе (без картографической проработки); Куд
= 1,16 [4, с.164]; Рр в МВт.
9. Округляем Uэк до ближайших меньшего и большего значений номинального напряжения по шкале ГОСТ 721-77, (в наших вариантах обычно 35 кВ < Uэк < 110 кВ). По этим Uном1 и Uном2 намечаем для сравнения варианты (альтернативы) схем внешнего электроснабжения.
10. Определяем расчетную реактивную мощность завода:
QрS1 = tgjd1 × PpS1; QрS2 = tgjd2 × PpS1;
где tgjd – базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый согласно инструкции Главгосзнергонадзора от 14.05.91 равным 0,25; 0,30 и 0,40 для сети 6–20 кВ, присоединенной к шинам ПС с ВН соответственно 35, 110–150 и 220–330 кВ.
11. Определяем полную мощность завода для вариантов 1 и 2 – SрS1 и SрS2, по которым выбираем число и тип трансформаторов ГПП (ПГВ). Для двухтрансформаторной ГПП с учетом длительной 40 % перегрузки в послеаварийном режиме:
Sт = 0,7 × SpS.
12. Подсчитав потери DР и DQ в трансформаторах ГПП, определяем тип линии, количество цепей, тип опор, марку проводов или кабелей.
Студент должен привести в тексте записки все необходимые аргументы и расчеты по принятым решениям.
В нашем случае следует ожидать, что целесообразно сооружение ВЛ на железобетонных опорах (промежуточных) и металлических анкерноугловых, с проводами марки АС, в I-м районе по гололеду – двухцепной, в IV – м районе по гололеду – двух одноцепных ВЛ.
Следует иметь ввиду, что унифицированные опоры ВЛ 35 кВ не рассчитаны на подвеску проводов, тяжелее, чем АС-150/34. Поэтому, при необходимости выбора большего сечения, возможно сооружение ВЛ-35 в габаритах класса 110 кВ. Также, согласно ПУЭ , § 1.3.27 допускается двукратное превышение нормированных значений экономической плотности тока на основе ТЭР.
При рассмотрении варианта с Uном = 35 кВ, иметь ввиду, что на РПС такого напряжения нет, поэтому придется установить на РПС специально два трансформатора класса 35 кВ, учитывая, что повышающие трансформаторы 10/35 дешевле, чем понижающие 110/35.
13. Выполняем ТЭР намеченных вариантов систем внешнего электроснабжения (например, на напряжении 35 и 110 кВ) по критерию минимума приведенных затрат:
З = ЕнК + И,
Ен = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности, К – единовременные капвложения в сооружаемые объекты; И – ежегодные эксплуатационные издержки, причем:
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.