Находят установленную мощность для каждой группы
электроприёмников по формуле:
Руст=N * Рном , (3)
где N – число электроприёмников;
Рном – номинальная мощность одного электроприёмника, кВт.
Для каждой технологической группы находят среднесменную
активную Рсм и среднесменную реактивную Qсм мощности по формулам:
Рсм = Ки * Руст , (4)
Qсм = Рсм * tg φ, (5)
По узлу нагрузки находят суммарную установленную мощность
∑Pуст, активную суммарную среднесменную мощность ∑Pсм и сумарную
среднесменную реактивную мощность ∑Qсм:
∑Pуст = ∑Pуст i , (6)
∑Pсм = ∑Pсм i , (7)
∑Qсм = ∑Qсм i , (8)
где ∑Pуст i – суммарная установленная мощность i-ой
технологической группы электроприёмников, кВт;
∑Pсм I - активная суммарная среднесменная мощность
i-ой технологической группы электроприёмников, кВт;
∑Qсм I - суммарная среднесменная реактивная
мощность i-ой технологической группы электроприёмников, кВт.
Определяют групповой коэффициент использования по
формуле:
Ки.гр = ∑Pсм / ∑Pуст , (9)
Определим модуль нагрузки:
m = Рном. max/Рном. min, (10)
где Рном. max - наибольшая активная номинальная мощность
приёмника в группе, кВт;
Рном. min - наименьшая активная номинальная мощность
приёмника в группе, кВт.
Определяют эффективное число приёмников.
При m ≤ 3, nэ = N.
Далее определяем в зависимости от группового коэффициента
использования и эффективного числа электроприёмников коэффициент максимума Км
[4, табл 2-7]
Определяют расчётную максимальную активную Рм и
реактивную Qм мощности по формулам:
Рм = Км ∙ ∑Рсм, (11)
Qм = Lм ∙ ∑Qсм, (12)
где Lм – коэффициент максимума реактивной мощности.
Определяют полную максимальную мощность Sм и максимальный
расчётный ток Iр:
Sм = √Рм2 + Qм2 , (13)
Iр = S/√3 ∙ Uном, (14)
Для остальных распределительных шкафов расчёт аналогичен,
результаты сведены в табл. 2
Таблица 2
Номер по плану
|
Кол-во
|
Руст, кВт
|
Ки
|
Мощность среднесменная
|
Cos φ tg
φ
|
nэ
|
m
|
Км
|
Расчётная мощность
|
Iр А
|
Рсм кВт
|
Qсм кВАр
|
Р кВт
|
Q кВАр
|
S кВА
|
10/1
|
1
|
11
|
0,65
|
7,15
|
5,2
|
0,8
0,73
|
8
|
2,2
|
1,7
|
17,8
|
14
|
22,6
|
34,4
|
11/1 11/2
|
2
|
5
|
0,05
|
0,25
|
0,43
|
0,5
1,73
|
6/1 6/2 6/3
6/4 6/5
|
5
|
25
|
0,12
|
3
|
7,05
|
0,4
2,35
|
На шинах ШР-1
|
8
|
41
|
0,25
|
10,4
|
12,68
|
|
10/2
|
1
|
11
|
0,65
|
7,15
|
5,2
|
0,8
0,73
|
8
|
2,2
|
1,7
|
19,5
|
16,6
|
25,6
|
39
|
6/6 6/7 6/8 8/1
8/2 8/3 8/4
|
7
|
35
|
0,12
|
4,2
|
9,87
|
0,4
2,35
|
На шинах ШР-2
|
8
|
46
|
0,25
|
11,4
|
15,07
|
|
10/3
|
1
|
11
|
0,65
|
7,15
|
5,2
|
0,8
0,73
|
2,5
|
2,8
|
|
87
|
106,8
|
138
|
212,3
|
8/5
|
1
|
5
|
0,12
|
0,6
|
1,41
|
0,4
2,35
|
14/1 14/2 14/3
14/4
|
4
|
10,2
|
0,3
|
3
|
7,9
|
0,35
2,58
|
4
|
1
|
70
|
0,17
|
11,9
|
13,7
|
0,65
1,15
|
На шинах ШР-3
|
7
|
96,1
|
0,24
|
22,7
|
28,1
|
|
10/4
|
1
|
11
|
0,65
|
7,15
|
5,2
|
0,8
0,73
|
|
|
|
|
|
|
|
3/1 3/2 3/3
|
3
|
315
|
0,17
|
53,6
|
61,6
|
0,65
1,15
|
Освещение ОЩВ-12
|
55
|
27,5
|
|
|
|
|
На шинах ШР-4
|
|
|
|
|
|
|
9,5
|
|
|
293,4
|
325
|
438
|
674
|
На шинах ТП
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
439,7
|
462
|
638
|
982
|
3.3 Компенсация реактивной мощности
Чтобы уменьшить потери мощности необходимо компенсировать
реактивную нагрузку. Найдем необходимую мощность компенсирующего устройства:
Qку = α · PрΣ · (tg φ ср.вз. - tgφс )
, (15)
где α – коэффициент, учитывающий возможность
снижения реактивной
мощности естественными способами, принимается равным 0,9
[4];
PрΣ – суммарная активная нагрузка на шинах 0,38кВТП;
tg φ ср.вз – средневзвешенное значение реактивного
коэфициента мощности;
tgφс – реактивный коэфициент мощности, который
необходимо достич после компенсации tgφс = 0,15 по заданию;
Qку = 0,9 · 439,7· ( 1,05 – 0,15 ) = 356,2 кВАр
tg φ ср.вз. = Q рΣ/PрΣ , (16)
tg φ ср.вз. = 462 / 439,7 = 1,05,
где РрΣ – суммарная расчётная активная нагрузка на
шинах 0,38кВ ТП;
QрΣ – суммарная расчётная реактивная нагрузка на
шинах 0,38кВ ТП.
По [5, табл. 10.11] выбираем комплектное компенсирующие
устройство
УК – 0,38 – 150НУ3 и УК – 0,38 – 220НУ3. Мощность компенсирующего
устройства 370 кВАр. Находим уточнённую расчётную нагрузку на шинах 0,38кВ ТП:
Sр = √ Рр∑2 + (Q рΣ - Qку)² (17)
Sр = √ 439,7² + ( 462 – 370)² = 452 кВА
2.4 Выбор трансформаторов питающей подстанции
Выбор числа и мощности трансформаторов для цеховых
промышленных предприятий должен быть технически и экономически обоснованным,
так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем
промышленного электроснабжения.
Критериями при выборе трансформаторов являются надёжность
электроснабжения, условие обеспечения режима работы системы электроснабжения с
минимумом потерь электроэнергии.
Учитывая, что электропреимники цеха относятся к
потребителям 3-й категории по надёжности электроснабжения, на питающей
подстанции можно установить трансформатор.
В соответствии с нагрузкой намечаем 2 варианта мощности
трансформаторов:
1вар.- 1х630 кВА
2вар.- 2х250 кВА
Расчёт покажем на примере 2-ого варианта.
1)Определяем коэффициент загрузки трансформаторов:
Кз = Sр/N * Sном.тр, (18)
где N – число устанавливаемых трансформаторов;
Sном.тр – номинальная мощность одного трансформатора
Кз = 452/2 * 250 = 0,9 ,
2)Проверяем трансформаторы по аварийному режиму.
Так как масляные трансформаторы в аварийном режиме
допускают перегрузку на 40% по 6 часов в сутки в течении 5 суток, то при
отключении одного трансформатора второй с учётом допустимого перегруза
пропустит
0,4·250 = 350кВА
Дефицит мощности составит
452-350 = 102кВА,
но т.к. электроприёмники относятся к 3 категории по
надёжности электроснабжения, то часть их на время ремонта можно отключить.
3)Проверяем трансформаторы по экономически
целесообразному режиму.
Находим стоимость потерь энергии:
Сn=Со∙N∙Tм[∆Рхх+Ки.п∙Iхх∙Sном.тр/100+Кз2∙(∆Ркз+Кип∙Uк∙Sном.тр/100)],
(19)
где Со – стоимость одного кВт·ч, на текущий, Со =
0,81 руб/кВт∙ч;
Тм – число использования максимума нагрузки. Тм = 2000ч,
[3, с. 38];
∆Рхх – потери мощности холостого хода, ∆Рхх=0,91кВт
[5, табл. 27.6];
Ки.п – Коэффициент изменения потерь, Ки.п = 0,03 кВт/кВАр
[5];
Iхх – ток холостого хода, Iхх= 2,3% [5, табл. 27.6];
∆Ркз – потери мощности короткого замыкания, ∆Ркз=3,7
[5, табл. 27.6];
Uк – напряжение короткого замыкания, Uк = 6,5% [5, табл.
27.6]
Сn=0,81∙2∙2000[0,74+0,03∙2,3∙250/100+0,9(3,7+0,03∙6,5∙250/100]=8576,6
руб,
Находим капитальные затраты:
К = N · Cс.тр, (20)
где Cс.тр – стоимость одного трансформатора, Cс.тр = [5,
табл. 27.6];
Са = Ка · К (21)
Са = 0,12 · 1500 = 180руб
где Ка - коэффициент учитывающий отчисления на
амортизацию и эксплуатацию, для трансформаторов Ка = 0,12 [5]
Находим суммарные ежегодные затраты:
Таблица 3
С∑= Сn + Са (22)
С∑= 8576,6 + 180 = 8756,6руб
Для первого варианта расчёт аналогичен, результаты
сведены в табл. 3
Наименование параметров
|
Вариант 1 1 х 630 кВА
|
Вариант 2 2 х 250 кВА
|
Кз
|
0,72
|
0,9
|
∆Рх.х, кВт
|
1,31
|
0,74
|
∆Ркз, кВт
|
7,6
|
3,7
|
Uк, %
|
5,5
|
6,5
|
Iхх, %
|
2
|
2,3
|
Тм , ч
|
2000
|
2000
|
Со, руб/кВт∙ч
|
0,81
|
0,81
|
Сn, руб
|
8557,5
|
8576,6
|
К, руб
|
1600
|
1500
|
Ка, руб
|
0,12
|
0,12
|
Са, руб
|
192
|
180
|
С∑, руб
|
8749,5
|
8756,6
|
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
|