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 |
(8756 –8749,5)*100/8749,5 = 0,08%,
то варианты считаются равноценными, поэтому выбираем вариант с наименьшими капитальными затратами т. е. 2 х 250 кВА.
3.5 Выбор места расположения питающей подстанции
Место расположения ШР определяется по картограммам нагрузок в зависимости от мощности, запитанных от него электроприёмников.
Распределительные шкафы и цеховую трансформаторную подстанцию целесообразно устанавливать в центре электрических нагрузок (ЦЭН). Координаты ЦЭН определяют по формуле:
Хцэн = ΣХiРi/ ΣРном.i , (23)
Yцэн = ΣYiРi/ ΣРном.i , (24)
где Хi - координата i – го электроприёмника по оси абсцисс, м;
Yi – координата i – го электроприёмника по оси ординат, м;
Рном.i – номинальная мощность i – го электроприёмника, кВт.
Для трансформаторной подстанции берутся координаты всех ШР. Расчёты рассмотрим на примере ШР-1:
Покажем расчёт на примере ШР-1
Хцэн = (1,5 · 11 + 9 · 5 + (12,5 · 5) · 4 + 17 · 5 + 20 · 5) /46 = 496,5/46 = 11м ,
Yцэн = (50 · 11 + (50 · 5) · 2 + 45 · 5 + 42 · 5 + 39 · 5 + 36 · 5 + 45 · 5)/46 = 2085/46 = 45,5м,
Для остальных шкафов распределительных и подстанций расчёт аналогичен, результаты сведены в табл. 4
Таблица 4.
|
Номер ШР |
Расчётные координаты (X;Y) |
Координаты установки (X;Y) |
|
ШР-1 |
(11;45,5) |
(11;51) |
|
ШР-2 |
(25;41) |
(25;51) |
|
ШР-3 |
(32;22) |
(35,5;22) |
|
ШР-4 |
(15;8) |
(15;1) |
|
ТП |
(19;7) |
Вне цеха |
2.6 Расчёт сети 0,38кВ
Выбор аппаратов защиты
Выбор сечения проводника для отдельного электроприемника покажем на примере вентилятора 10/1. Сечение питающего проводника выбираем по следующим условиям:
По допустимому нагреву
Iдоп ≥ Iр , (25)
где Iдоп – допустимый ток проводника, определяется сечением токоведущей жилы, ее материалом, количеством жил, типом изоляции и условиями прокладки, А;
Iр =Рном/√3 · U ·cosφ, (26)
Iр =11/√3 · 0,38 · = 21А,
Данному току соответствует провод АПВ сечением 4 мм² с Iдоп = 28 А [7, табл. 1.3.5]
Проверяем выбранное сечение по допустимым потерям напряжения:
∆Uдоп ≥ ∆Uр (27)
где ∆Uдоп – допустимые потери напряжения, ∆Uдоп = 5%
∆Uр – расчётные потери напряжения, %
∆Uр% = 105 · Рном · L (ro + xo tg φ)/ U ном² (28)
где L – длина проводника, км;
ro - активное сопротивление 1км проводника, ro = 3,12Ом/км, [8, табл. 2-5];
xo - реактивное сопротивление 1км проводника, xo = 3,12Ом/км, [8, табл. 2-5];
∆Uр%= 105 · 11 · 0,012 · (3,12 + 0,073 · 0,75) / 380² = 0,28 %
т.к. и ∆Uр < ∆Uдоп , то сечение 4 мм² соответствует допустимым потерям напряжения.
В качестве аппарата защиты выбираем предохранитель по следующим условиям:
Uном.пр > Uном , (29)
Iном.пр > Iр , (30)
Iпл.вс > Iпик / α, (31)
где Uном.пр – номинальное напряжение предохранителя, В;
Iном.пр - номинальный ток предохранителя, А;
Iпл.вс – номинальный ток плавкой вставки, А;
Iпик – пиковый ток, А;
α – коэффициент, учитывающий условия пуска, α = 2,5 [3, табл. 6.3]
Iпик = Кп ∙ Iр , (32)
где Кп – кратность пускового тока по отношению к току нормального режима, Кп = 5 [3];
Iпик = 21∙5 = 105А
Uном.пр > 380В , (33)
Iном.пр > 21А , (34)
Iпл.вс > 105/2,5 = 42А , (35)
Выбираем предохранитель ПН-2 Iном=100А Iпл.вс=50А.
Проверяем выбранный провод на соответствие выбранному предохранителю по условию:
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17
