КП по ЭПП. КП по ЭПП (модернизация эз). 1. Краткое описание технологического процесса

• Название: 1. Краткое описание технологического процесса
• Анкор: КП по ЭПП
• Дата: 27.03.2023
• Размер: 0.55 Mb.
• Имя файла: КП по ЭПП (модернизация эз).docx
• Тип: Документы; #1018765
• страница: 6 из 10

7.3 Выбор цеховых трансформаторов
Выбор мощности трансформаторов ведется в зависимости от удельной мощности и от способа установки трансформаторов по мощности расчетной нагрузки. Для каждой группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности определяется минимальное их число, необходимое для питания расчётной активной нагрузки, по выражению:
, (7.14)
где Рр - расчетная активная нагрузка, кВт;

Sт - мощность трансформатора кВ∙А;

βт - коэффициент загрузки трансформатора.

Рассмотрим расчет числа трансформаторов на примере цеха №1, результаты остальных расчетов сведем в таблицу 7.7.

Принимаем число трансформаторов 1.

Таблица 7.7 - Расчетные нагрузки цехов

Расчетные параметры	Номер цеха
	1	2+5	3	4+6
Ррц,кВт	745,86	1192,69	603,61	936,08
Qрц,квар	505,27	1412,25	553,94	1014,32
Sр,кВ*А	900,89	1848,50	819,26	1 380,25
Sу,кВ/м2	0,09	0,32	0,10	0,12
категория ЭП	|||	||	||	||
ТП	открытая	открытая	открытая	открытая
Sтном, кВ*А	1000	1000	1000	630
βт	0,83	0,84	0,75	0,85
Nтminрасч	0,90	1,42	0,80	1,75
Nтmin.пр	1	2	1	2
Qт,квар	526,56	1411,59	562,39	715,32
Qнк1, квар	-21,29	0,66	-8,45	299,00

Таблица 7.8 - Каталожные данные установленных трансформаторов

Тип трансформатора	Sнт,кВа	ΔРхх,кВт	ΔРкз,кВт	Uк,%	Iх%
ТМГ-630	630	1,24	7,6	5,5	0,6
ТМГ-1000	1000	1,6	10,8	5,5	0,5

7.4 Расчет компенсации реактивной мощности
Наибольшее значение реактивной мощности, которое может быть передано через трансформаторы в сеть до 1кВ при принятом коэффициенте загрузки трансформаторов β_т, определяется по следующему выражению, квар:
; (7.15)
где коэффициент 1,1 учитывает допустимую систематическую перегрузку трансформатора.

Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов БНК по критерию выбора минимального числа трансформаторов:
; (7.16)
где Q_рн - расчётная реактивная нагрузка до 1кВ рассматриваемой группы трансформаторов, квар.

Если Q_нк1< 0, то следует принять Q_нк1= 0.

Величина Q_нк1 распределяется между цеховыми трансформаторами прямо пропорционально их реактивным нагрузкам. Затем выбираются стандартные номинальные мощности БНК для сети до 1кВ каждого трансформатора.

Определим мощность БНК для цехов №4,6.

Значение реактивной мощности, которое может быть передано через трансформатор в сеть до 1кВ по выражению (7.15):

Суммарная мощность блока низковольтных конденсаторов находим по формуле (7.16):
.
Реактивная мощность БНК, присоединённых к каждому трансформатору:
, (7.17).


По таблице 1 [3] выбираем конденсаторную установку типа АКУ-0,4-150-25У3.

Если при расчётах получается Q_нк1<0, то принимаем Q_нк1=0 и блок низковольтных конденсаторов не устанавливают.

Коэффициент загрузки трансформатора:
. (7.18)
Потери активной мощности в трансформаторе, кВт:
(7.19)
Потери реактивной мощности в трансформаторе, квар:
(7.20)
Определим потери в трансформаторе для цехов № 4,6.

Коэффициент загрузки трансформатора по выражению (7.18):
.
Потери активной мощности в трансформаторе по выражению (7.19):

Потери реактивной мощности в трансформаторе по выражению (7.20):
.
Аналогично произведём расчёты потерь для остальных цехов и результаты заносим в таблицу 7.9.
Таблица 7.9 - Расчёт потерь мощности в трансформаторах.

Расчетные параметры	Номер цеха
	1	2+5	3	4+6
Тип тр-ра	ТМГ1000	ТМГ1000	ТМГ1000	ТМГ630
Кол-во тр-ов Nт,шт	1	2	1	2
Sном,кВА	1000	1000	1000	630
βтфакт	0,75	0,60	0,60	0,74
Iх%	0,5	0,5	0,5	0,6
Uк,%	5,5	5,5	5,5	5,5
ΔРххтп,кВт	1,6	3,2	1,6	2,48
ΔРкзтп,кВт	10,8	5,4	10,8	3,8
ΔРт,кВт	7,61	10,24	11,07	4,58
ΔQт,квар	35,60	49,12	50,08	22,90
ΔРтΣ,кВт	33,50
ΔQтΣ,квар	157,70

7.5 Определение нагрузок на РП
Далее произведём расчёт активной нагрузки предприятия в целом (на шинах 10 кВ РП)
(7.21)
где m - число присоединений на сборных шинах 10 кВ РП;

К_иi -среднее значение коэффициента использования i-го присоединения;

К_о - коэффициент одновременности максимумов нагрузок, величина которого принимается по [1] табл. П8, в зависимости от числа присоединений m и среднего значения коэффициента использования.

Расчётная реактивная нагрузка предприятия на шинах 10 кВ РП:
(7.22)
где tgφ_i - среднее значение коэффициента реактивной мощности i-го присоединения.

Находим коэффициент одновременности максимумов нагрузок, величина которого принимается по [1] табл. П8, в зависимости от числа присоединений m и среднего значения коэффициента использования К_и=0,5 принимаем К_о =0,95. Расчётная активная нагрузка на шинах РП с учётом потерь в трансформаторах, кВт:
(7.23)
Расчётная реактивная нагрузка с учётом потерь в трансформаторах, квар:
(7.24)
Получаем:
;


Математическое ожидание расчётной активной нагрузки на шинах РП:
(7.25)

(7.26)
где κ_п- коэффициент приведения расчётной нагрузки к математическому ожиданию, к_п=0,9;
кВт;

квар.
Экономически целесообразное значение РМ, потребляемой предприятием в часы больших нагрузок из энергосистемы, определяется по выражению, квар:
(7.27)
где tgφ_э - максимальное значение экономического коэффициента РМ, определяемого оптимизационным (tgφ_э0) или нормированным методом (tgφ_эн).

В расчётах компенсации, как правило, определяется нормативное значение экономического коэффициента РМ по выражению:
(7.28)
где d_max- отношение потребления энергии в квартале максимума нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале максимальной нагрузки предприятия (при отсутствии таких сведений принимают d_max=1);

a - основная ставка тарифа на активную мощность, руб./кВт·год;

b - дополнительная ставка тарифа на активную мощность, руб./кВт·ч;

tgφ_б - базовый коэффициент РМ, принимаемый равным 0,3 для сетей 10кВ, присоединённых к шинам подстанции с высшим напряжением 110 кВ.

К₁ - коэффициент, отражающий изменение цен на конденсаторные установки.

Величина К₁ может принята равной коэффициенту увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию Кw (по сравнению со значениями а = 60 руб/кВт·год и b =1,8 коп/кВт·ч, установленными для Беларуси прейскурантом №09-01, введённым в действие с 1.01.91г), который определяется по формуле:
, (7.29)
где К_w1 и К_w2 - коэффициенты увеличения основной и дополнительной ставки тарифа на электроэнергию (определяются делением действующих ставок тарифа на а = 60 руб/кВт·год и b =1,8 коп/кВт·ч соответственно);

T_max - число часов использования максимальной нагрузки предприятия, T_max= 4400ч.
; (7.30)



; (7.31)


Определим коэффициент увеличения ставки двухставочного тарифа на электроэнергию по выражению (7.29):

Нормативное значение экономического коэффициента РМ по выражению (7.28):

Экономически целесообразное значение РМ, квар по выражению (7.27):

Произведём анализ баланса РМ на границе балансового разграничения с энергосистемой:
(7.32)

квар.
Т.к. необходимо произвести дополнительную установку низковольтных конденсаторных батарей. Для этого произведем распределение реактивных мощностей по ТП, для чего используем следующую формулу:
. (7.33)


По таблице 1 [3] для ТП1 выбираем конденсаторную установку типа АКУ-0,4-250-25У3. Для остальных ТП результаты сводим в таблицу 7.10, 7.11.
Таблица 7.10 - Результаты перераспределения компенсации реактивной мощности

№ цеха	Распределенная реактивная мощность	Требуемая мощность КБ, квар
1	242,2	220,88
2+5	676,9	677,52
3	265,5	257,04
4+6	486,1	785,15
Итого:	1670,7	1940,59

Таблица 7.11 - Дополнительные низковольтные конденсаторные батарее

№ цеха	Тип КБ	Кол-во батарей	Qном, квар	Q компенсирующее, квар
1	АКУ 0,4-250-25УЗ	1	250	250
2+5	АКУ 0,4-175-25УЗ	4	175	700
3	АКУ 0,4-250-25УЗ	1	250	250
4+6	АКУ 0,4-200-20УЗ	4	200	800

Производим пересчет коэффициента мощности и потерь мощности в трансформаторах аналогично предыдущим расчетам. Результаты сводим в таблицу 7.11.
Таблица 7.11 - Расчёт потерь мощности в трансформаторах.

Расчетные параметры	Номер цеха
	1	2+5	3	4+6
Ррц,кВт	745,86	1192,69	603,61	936,08
Qрц,квар	505,27	1412,25	553,94	1014,32
Qнк1, квар	250	700	250	800
Qрцфакт,квар	255,3	712,3	303,9	214,3
Sр,кВ*А	788,3	1389,2	675,8	960,3
Кол-во тр-ов Nт,шт	1	2	1	2
Sном,кВА	1000	1000	1000	630
βтфакт	0,79	0,69	0,68	0,76
Iх%	0,5	0,5	0,5	0,6
Uк,%	5,5	5,5	5,5	5,5
ΔРххтп,кВт	1,6	3,2	1,6	2,48
ΔРкзтп,кВт	10,8	5,4	10,8	3,8
ΔРт,кВт	8,31	11,61	13,07	4,69
ΔQт,квар	39,18	46,53	60,24	17,62
ΔРтΣ,кВт	37,67
ΔQтΣ,квар	163,58

Пересчитанные расчетные мощности предприятия сводятся в таблицу 7.12.

Таблица 7.12 - Расчетные мощности предприятия

Параметры по предприятию
ΣРнi,кВт	7400
ΣPнi*kиi,кВт	3672
ΣPнi*kиi*tgφi,квар	4080,02
kисрвз	0,50
Число присоединений	6
ko	0,95
Рро,кВт	601,78
Qро,квар	288,86
ΔРт,кВт	37,67
ΔQт,квар	163,58
Qнк1,квар	2000
Рр,кВт	4127,86
Qр,квар	4328,45

Математическое ожидание расчётной активной нагрузки на шинах РП:
кВт;

квар.



квар.
В дальнейшей компенсации реактивной мощности нет необходимости.
8. Построение картограммы электрических нагрузок
Картограмма нагрузок строится для определения места расположения цеховых ТП. Нахождение центра электрических нагрузок производится для определения места установки РП предприятия.

Картограмма нагрузок размещается на плане предприятия в виде окружностей, радиус которых рассчитывается с учетом мощности цеха определяется по формуле:
(8.1)
где m - масштаб площади окружности, кВт/мм².

Каждой окружность разделяется на секторы, соответствующие осветительной и силовой нагрузкам. Угол сектора осветительной нагрузки α, в градусах вычисляется по формуле:
(8.2)
Угол сектора силовой нагрузки в градусах вычисляется по формуле:
(8.3)
Координаты центра электрических нагрузок предприятия:
(8.4)

(8.5)
где x_i и y_i - координаты центра нагрузок цехов.

Расположение ТП и заводского РП производится как можно ближе к центру нагрузок цеха, предприятия. Распределительные устройства без преобразования энергии размещаются на границе питаемых ими участков сети со стороны ввода. Выбор места расположения РП определяется с учетом центра электрических нагрузок и условий окружающей среды.

Принимаем масштаб площади круга m =0,8 кВт/мм².

Произведем расчет радиуса окружности расчетной нагрузки и угла сектора осветительной нагрузки для цеха №1.

По формулам (8.1) и (8.2) определяем:



Производим такие же расчеты для остальных цехов и результаты сводим в таблицу 8.1. В таблице представлены центры электрических нагрузок цехов, определенные по генплану завода.
Таблица 8.1 - Координаты центров нагрузок всех цехов

№ Цеха Название цеха Ррс, кВт Рро, кВт Рр, кВт ,

мм ,

градxi,ммуi,мм
1	Административный корпус	570,0	175,86	745,86	17,23	84,88	27,7	175,4
2	Склад металлоконструкций	240,0	10,70	250,70	8,66	20,46	51,1	52,8
3	Механический цех	428,1	175,56	603,61	15,50	104,71	170,0	168,8
4	Сварочный цех	569,4	107,73	677,13	16,42	57,28	270,0	168,8
5	Сборочно-покрасочный	848,6	119,59	968,23	19,63	44,46	182,5	53,4
6	Склад готовой продукции	240,0	12,35	252,35	8,70	23,40	295,3	53,9

Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) предприятия определяем по формулам (8.4), (8.5):



Картограмму электрических нагрузок представлена на рисунке 8.1.


Рисунок 8.1 - Картограмму электрических нагрузок предприятия