Электроснабжение (стр. 2 из 5)

Кс - коэффициент спроса

Рном – номинальная мощность приемника

Pmax = 350 ∙ 0,2 = 70 кВт.

Pmax = 250 ∙ 0,2 = 50 кВт.

Pmax = 200 ∙ 0,2 = 40 кВт.

Pmax = 100 ∙ 0,7 = 70 кВт.

Pmax = 200 ∙ 0,65 = 130 кВт.

Затем производится расчет средней мощности нагрузки по формуле

Рсм=Рmax∙Кз.г. (2.6.)

где Рсм – средняя мощность нагрузки (кВт)

Рmax – максимальная активная мощность (кВт)

Кз.г. – коэффициент загрузки графика

Рсм =70 ∙ 0,57 = 39,9 кВт.

Рсм = 50 ∙ 0,57 = 28,5 кВт.

Рсм = 40 ∙ 0,57 = 22,8 кВт.

Рсм = 70 ∙ 0,57 = 39,9 кВт.

Рсм = 130 ∙ 0,57 = 74,1 кВт.

Рассчитать реактивную среднюю мощность по формуле

Qсм = Рсм ∙ tg j (2.7.)

где Qсм – реактивная средняя мощность (кВар)

Рсм – средняя мощность нагрузки (кВт)

Qсм = 39,9 ∙ 1,73 = 69 кВар.

Qсм = 28,5 ∙ 1,73 = 49,3 кВар.

Qсм = 22,8 ∙ 1,33 = 30,3 кВар.

Qсм = 39,9 ∙0,75 = 29,9 кВар.

Qсм = 74,1 ∙ 0,86 = 63,7 кВар .

Реактивная максимальная мощность Qmax

Qmax = Qсм (2.8.)

где Qсм – реактивная средняя мощность (кВар)

Qmax – реактивная максимальная мощность (кВар)

Qmax = 69 кВар.

Qmax = 49,3 кВар.

Qmax = 30,3 кВар.

Qmax = 29,9 кВар.

Qmax = 63,7 кВар.

Определим сумму активной и реактивной мощности

SPmax = Pmax1+Pmax2+Pmax3+Pmax4+Pmax5 (2.9.)

где SPmax – сумма активной мощности (кВт)

Pmax1- Pmax5 – максимальная активная мощность (кВт)

SPmax = 39,9+28,5+22,8+39,9+74,1= 205,2 кВт

SQmax=Qmax1+ Qmax2 + Qmax3 + Qmax4 + Qmax5 (2.10.)

где SQmax – сумма максимальной реактивной мощности (кВар)

Qmax1- Qmax5 – максимальная реактивная мощность (кВар)

SQmax = 69+49,3+30,3+29,9+63,7= 242,2 кВар

Полная максимальная мощность Smax

Smax =

(2.11)

Где Smax – полная максимальная мощность (кВ∙А)

SPmax – сумма максимальной активной мощности (кВт)

SQmax – сумма максимальной реактивной мощности (кВар)

Smax = √205,22 + 242,22 = 317,4 кВ∙А

2.5 Компенсация реактивной мощности

Электрическая сеть представляет собой единое целое, и правильный выбор средств компенсации для сетей промышленного предприятия напряжением до 1000 В, а так же в сети 6-10 кВ можно выполнить при совместном решении задач.

На промышленных предприятиях основные потребители реактивной мощности присоединяются к сетям до 1000 В. Компенсация реактивной мощности потребителей может осуществляться при помощи синхронных двигателей или батарей конденсаторов, присоединенных непосредственно к сетям до 1000 В, или реактивная мощность может передаваться в сети до 1000В со стороны напряжением 6-10 кВ от СД, БК, от генераторов ТЭЦ или сети энергосистемы.

При выборе компенсирующих устройств подтверждается необходимость их комплексного использования как для поддержания режима напряжения в сети, так и для компенсации реактивной мощности.

Мощность Qкб компенсирующего устройства (кВар) определяется как разность между фактической наибольшей реактивной мощностью Qм нагрузки потребителя и предельной реактивной мощностью Qэ представляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:

Qкб = Qм – Qэ = Pmax [(tg jм- tg jэ)] (2.12)

где Qкб – расчетная мощность конденсаторной установки (кВар)

Qм – средняя активная нагрузка по цеху за максимально загруженную смену (кВар)

Qэ – реактивная мощность передаваемая предприятию из энергосистемы (кВар)

Рассчитаем мощность конденсаторной установки, для этого воспользуемся формулой:

Qкб= 205,2 ∙ (0,73 - 0,33) = 82,1 кВар (2.12)

Sм =

(2.13)

где Sм – полная мощность конденсаторной установки (кВ∙А)

SPmax – суммарная активная мощность (кВт)

SQmax – суммарная реактивная максимальная мощность (кВар)

Qкб – мощность конденсаторной установки (кВар)

Sм =√205,22 + (242,2-81,1)2 = 260,3 кВ∙А

2.6 Выбор типа и числа подстанций. Выбор числа и мощности трансформаторов

Выбор типа и схемы питания подстанций, а также числа трансформаторов обусловлен величиной и характером электрических нагрузок.

ТП должны размещаться как можно ближе к центру потребителей. Для этого должны применяться внутрицеховые подстанции, а также встроенные в

здание цеха или пристроенные к нему ТП, питающие отдельные цехи (корпуса) или части их.

ТП должны размещаться вне цеха только при невозможности размещения внутри него или при расположении части нагрузок вне цеха.

Число и мощность трансформаторов выбираются по перегрузочной способности трансформатора. Для этого по суточному графику нагрузки потребителя устанавливается продолжительность максимума нагрузки t (4) и коэффициент заполнения графика Кз.г. = Sср / Smax , где Sср и Smax – средняя и максимальная нагрузка трансформатора. По значениям Кз.г. и t определяется коэффициент кратности допустимой нагрузки [1; стр. 222]

Кн = Smax / Sном = Imax / Iном (2.14)

В данном проекте Кн = 1,23

Кн = 1,16 т.к. tmax = 4

Рассчитаем номинальную мощность трансформатора с учетом коэффициента кратности допустимой нагрузки и максимальной мощности с учетом расчетной мощности конденсаторной батареи

Sном тр-ра = Smax / Кн = 260,3 / 1,16 = 224,4 кВ∙А (2.15)

Произведем технико-экономическое сравнение между трансформатором типа ТМ 160/10 и ТМ 250/10

SII =0,4 ∙ Smax = 0,4 ∙ 260,3 = 104,1 (2.16)

0,4 т.к. SII = 40%

1) Smax / 2 Sнт = 260,3 / 320 = 0,81 (2.17)

2) Smax / 2 Sнт = 260,3 / 500 = 0,52 (2.18)

Решения для заполнения таблицы трансформатора типа ТМ 250/10

t находится по формуле t = (0,124+Тст/10000)2 ∙ 8760

t1 = (0,124 + 600 / 10000)2 ∙ 8760 = 296; t2 = 296;

t3 = (0,124 + 1200 / 10000)2 ∙ 8760 = 521; t4 = 296; t5 = 521; t6 = 296;

t7 = (0,124 + 300 / 10000)2 ∙ 8760 = 207;

t8 = 296; t9 = 296;

t10 = (0,124 + 900 / 10000)2 ∙ 8760 = 401;

Кзт – коэффициент загрузки трансформатора, определяется в два действия:

1) К = Smax / 2 Sнт = 260,3 / 500 = 0,52 (2.19)

2) Кзт1 = Р% / К = 0,4 / 0,52 = 0,7

Кзт2 = 1/0,52 = 1,92 Кзт8 = 0,9/0,52 = 1,73

Кзт3 = 0,6/0,52 = 1,15 Кзт9 = 1/0,52 = 1,92

Кзт4 = 0,9/0,52 = 1,73 Кзт10 = 0,4/0,52 = 0,77

Кзт5 = 0,5/0,52 = 0,96

Кзт6 = 0,7/0,52 = 1,35

Кзт7 = 0,5/0,52 = 0,96

Данные трансформаторов по потерям приведены в таблице 3.

Таблица 3

Тип трансформатора	Потери кВт		Iх%	Uк%	Цена трансформатора, руб.
	DРхх	DРк
ТМ-160/10	0,45	3,1	1,9	4,5	30000
ТМ-250/10	0,61	4,2	1,9	4,5	40000

DW1.1 = n [(D Pхх + Кип ∙ Iх / 100 х Sнт) ∙ Тгод + Кз2 (D Рк + Кип ∙ Uк / 100 ∙ ∙ Sнт) t] = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 0,72 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) 296] = 2847 кВт∙ч/год

D W1.2 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,922 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 12923 кВт∙ч/год

D W1.3 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 1200 + 1,152 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/ 100 ∙ 250) ∙ 521] = 9942 кВт∙ч/год

D W1.4 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,732 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 10736 кВт∙ч/год

D W1.5 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 1200 + 0,962 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 521] = 7717 кВт∙ч/год

D W1.6 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,352 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 7047 кВт∙ч/год

D W1.7 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 300 + 0,962 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 207] = 2683 кВт∙ч/год

DW1.8 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,732 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 10737 кВт∙ч/год

DW1.9 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,922 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 12923 кВт∙ч/год

DW1.10 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 900 + 0,772 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 401] = 4485 кВт∙ч/год

Решение для заполнения таблицы трансформатора ТМ 160/10 t - будет с такими же значениями, как и у трансформатора типа ТМ 250/10

Кзт – коэффициент загрузки трансформатора определяется в два действия:

К = Smax / 2 Sнт = 260,3 / 320 = 0,81

2) Кзт1 = Р% / К = 0,4 / 0,81 = 0,49

Кзт2 = 1/0,81 = 1,23 Кзт8 = 0,9/0,81 = 1,11

Кзт3 = 0,6/0,81 = 0,74 Кзт9 = 1/0,81 = 1,23

Кзт4 = 0,9/0,81 = 1,11 Кзт10 = 0,4/0,81 = 0,49

Кзт5 = 0,5/0,81 = 0,62

Кзт6 = 0,7/0,81 = 0,86

Кзт7 = 0,5/0,81 = 0,62

D W2.1 = n [( Pхх +Кип ∙ Ix/100 ∙ Sнт) ∙ Тгод + Кз2 ( DРк + Кип ∙ Uк/100 ∙ Sнт) t] = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 0,492 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 1448 кВт∙ч/год

D W2.2 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 1,232 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 4326 кВт∙ч/год

DW2.3 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 1200 + 0,742 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 521] =3989 кВт∙ч/год

DW2.4 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 1,112 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙

296] = 3691 кВт∙ч/год

DW2.5 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 1200 + 0,622 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 521] = 3340 кВт∙ч/год

DW2.6 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙160) ∙ 600 + 0,862 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 2577 кВт∙ч/год

DW2.7 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 300 + 0,622 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 207] = 1060 кВт∙ч/год

DW2.8 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 1,112 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 3691 кВт∙ч/год

DW2.9 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 1,232 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 4326 кВт∙ч/год

DW2.10 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 900 + 0,492 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 401] = 2093 кВт∙ч/год

n – количество трансформаторов

DР – паспортные данные трансформатора на холостом ходе

Кип – коэффициент равен 0,1 кВт/кВар

Ix – ток на холостом ходе трансформатора, выбирается по таблице

Sнт – номинальная мощность трансформатора

Тгод – период, умноженный на 300

DРк – потери КЗ трансформатора

Uк – потери КЗ трансформатора

D Wгод для трансформатора ТМ250/10

D Wгод = DW1 + DW2 + DW3 + DW4 + DW5 + DW6 + DW7 + DW8 + DW9 + DW10 = 2847 + 12923 + 9942 + 10736 + 7717 + 7047 + 2683 + 10737 + 12923 + 4485 = 82040 кВтч/год

D Wгод для трансформатора ТМ160/10

DWгод = DW1 + DW2 + DW3 + W4 + DW5 + DW6 + DW6 + DW7 + DW8 = 1448 + 4326 + 3989 + 3691 + 3340+ 2577 + 1060 + 3691 + 4326 + 2093 = 30541 кВтч/год

Экономическое сравнение трансформаторов рассчитывается по обоим вариантам.

Сэ = Са + Стр + Сп = Ка / 100 ∙ К + Ктр / 100 ∙ К + Ц ∙ DWгод

где К – капитальные затраты