Проектирование систем электроснабжения предприятий железнодорожного транспорта (стр. 7 из 9)

Таблица № 33.

Радиальная схема

№	Наименование линии	Количество линий	R, Ом	, А	Потери в одной КЛ, кВт	Суммарные потери, кВт
1	ГРП-ТП1	1	0,16	5,04	0,004064	0,004064
2	ГРП-ТП2	1	0,29	5,04	0,007366	0,007366
3	ГРП-ТП3	1	0,50	4,73	0,011186	0,011186
4	ГРП-ТП4	1	0,16	4,73	0,00358	0,00358
5	ГРП-ТП5	1	0,61	4,4	0,01181	0,01181
6	ГРП-ТП6	1	0,46	4,4	0,008906	0,008906
7	ГРП-ТП7	2	0,67	2,32	0,003606	0,007212
8	ГРП-ТП8	2	0,46	2,14	0,002107	0,004213
	ИТОГО					0,058337

Таблица № 34.

Магистральная схема

№	Наименование линии	Количество линий	R, Ом	, А	Потери в одной КЛ, кВт	Суммарные потери, кВт
1	ГРП-ТП1	1	0,16	15,12	0,036578	0,036578
2	ТП1-ТП2	1	0,15	5,04	0,00381	0,00381
3	ГРП-ТП3	1	0,05	17,67	0,015611	0,015611
4	ТП3-ТП4	1	0,12	4,73	0,002685	0,002685
5	ТП4-ТП8	1	0,27	2,14	0,001236	0,001236
6	ТП8-ТП6	1	0,08	4,4	0,001549	0,001549
7	ТП6-ТП5	1	0,17	4,4	0,003291	0,006582
8	ТП5-ТП7	1	0,03	2,32	0,000161	0,000323
	ИТОГО					0,068374

Время максимальных потерь

=2886.21 ч

Таблица № 35.

Годовые потери электроэнергии

№	схема	, ч	, кВт	, кВт×ч	,	, тыс. руб
1	Радиальная схема	2886.2	0,058	167,3996	0.32	0,054
2	Магистральная схема	2886.2	0,068	196,2616	0.32	0,063

Таблица № 36.

Суммарные издержки

№	схема	Амортизация и обслуживание, тыс. руб	Стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб	Суммарные издержки, тыс. руб
1	Радиальная схема	21,86	0,054	21,91
2	Магистральная схема	10,31	0,063	10,37

Расчетные затраты

Таблица № 37

№	схема	Капитальные вложения, тыс.руб	Суммарные издержки, тыс. руб	Расчетные затраты
1	Радиальная схема	1048,38	21,91	147,72
2	Магистральная схема	444,16	10,37	63,67

К исполнению принимается магистральный вариант.

6. Уточненный расчет выбранного варианта

6.1 Проверка выбранных сечений по потере напряжений

6.1.1 Сопротивления кабельных линий

Таблица № 38

№	Наименование линии	Длина, м	Сечение, мм2		R, Ом	Хо	Х Ом
1	ГРП-ТП1	81	16	1,94	0,15714	0,113	0,009153
2	ТП1-ТП2	76	16	1,94	0,14744	0,113	0,008588
3	ГРП-ТП3	27	16	1,94	0,05238	0,113	0,003051
4	ТП3-ТП4	61	16	1,94	0,11834	0,113	0,006893
5	ТП4-ТП8	138	16	1,94	0,26772	0,113	0,015594
6	ТП8-ТП6	40	16	1,94	0,0776	0,113	0,00452
7	ТП6-ТП5	88	16	1,94	0,17072	0,113	0,009944
8	ТП5-ТП7	16	16	1,94	0,03104	0,113	0,001808

6.1.2 Определение потери напряжения

Таблица № 39

№	Наименование участка	Длина,м	R0, ом/км	Х0, ом/км	R, ом	х, ом	Рр кВт	Qp, кВАр	DU,В норм.реж	DU,В авар. режим	DU, %
1	ГРП-ТП1	81	1,94	0,113	0,15714	0,00915	265,97	118,21	3,52
2	ТП1-ТП2	76	1,94	0,113	0,14744	0,00859	239,373	106,39	2,97
									6,49	12,98	0,13
3	ГРП-ТП3	27	1,94	0,113	0,05238	0,00305	283,733	114,77	1,24
4	ТП3-ТП4	61	1,94	0,113	0,11834	0,00689	253,55	102,82	2,51
									3,75	7,5	0,07
5	ТП4-ТП8	138	1,94	0,113	0,26772	0,01559	253,55	102,82	5,71
6	ТП8-ТП6	40	1,94	0,113	0,0776	0,00452	229,63	109,41	1,45
									7,15	14,3	0,14
7	ТП6-ТП5	88	1,94	0,113	0,17072	0,00994	229,63	109,41	3,18
8	ТП5-ТП7	16	1,94	0,113	0,03104	0,00181	127,07	42,70	0,32
									3,5	7	0,07

Выбранные сечения проходят по потере напряжения, так как DU<5%

6.2 Разработка системы внешнего электроснабжения

6.2.1 Определение расчетных электрических нагрузок предприятия

Таблица № 40

По данным технологов				кВт	кВАр	Ки/Ко	Расчетные мощности
№	Наименование эл/приемника	Кол-во тр-ов	Суммарн. ном.мощн. Рн,кВт				Рр кВт	Qp кВАр	Sp кВА	Ip А	Iавр, А
1	ТП1	1	564,5	265,97	118,21
2	ТП3	1	512,5	253,55	102,82
3	ТП5	1	524	229,63	109,41
4	ТП7	1	490	127,07	42,70
5	ТП8	1	330,5	117,27	39,36
	ИТОГО	5	2421,5	993,49	412,5	0.39 0.95	943,82	391,88	1021,94	57	114

Расчетный ток в нормальном режиме равен 57А, в аварийном режиме 114А.

Выбираем кабель ААБ-3х50, допустимый ток 115 А. По экономической плотности тока сечение 50 мм², принимается также ААБ-3х50.

6.2.2 Проверка по потере напряжения

Таблица № 41

Длина, м	R0,	Х0,	R, Ом	X, Ом	, А, норм. режим	, А, авар. режим	, кВт	, кВт	, норм. режим	, авар. режим	, %
750	0,89	0,095	0,6675	0,071	57	114	943,82	391,88	53,136	106,27	1,06

6.3 Расчет токов короткого замыкания