Семенчуков ЭЭ-19 (1). Цель и задачи проекта расчёт системы электроснабжения маслоэкстракционного завода МаслоДел Петропавловск

• Название: Цель и задачи проекта расчёт системы электроснабжения маслоэкстракционного завода МаслоДел Петропавловск
• Дата: 24.05.2023
• Размер: 0.9 Mb.
• Имя файла: Семенчуков ЭЭ-19 (1).docx
• Тип: Диплом; #1155322
• страница: 3 из 5

3. Выбор компенсирующих устройств
3.1 Выбор числа и мощности конденсаторных батарей для снижения потерь мощности в трансформаторах
Электрические сети потребляют электроэнергию, которая обычно не является идеальной и содержит в себе несовершенства, такие как реактивную мощность. Несовершенства этого типа могут вызывать многие проблемы, в том числе перегрузку и повреждение оборудования, увеличение потребления электроэнергии и другие проблемы.
Компенсирующие устройства используются для устранения этих проблем путем компенсации реактивной мощности и уменьшения нагрузки на сеть. Это может привести к сокращению затрат на электроэнергию и увеличению надежности работы электрических сетей.
Наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передавать через трансформаторы в сеть напряжение до 1 кВ, определяют по формуле, квар.


Для КТП1
1788
Для КТП2
1430
Суммарная мощность конденсаторных батарей на напряжение до 1 кВ составит, квар


Дополнительная суммарная мощность БК до 1000 В для данной группы трансформаторов определяется по формуле:

где - расчетный коэффициент, зависящий от коэффициента удельных потерь , который принимается по [1].

Суммарная мощность НБК цеха составляет, квар

Результаты выбора низковольтных батарей конденсаторов представлены в таблице 3.1
Таблица 3.1 Выбор мощности низковольтных конденсаторных батарей

Номер КТП	, квар	квар	квар	квар	квар	квар	Количество и тип НБК
1	1461,3	1788	-326,7	181	181	200	2×УКМ 58-04-100-33,3 У3
2	1467,6	1430	37,6	150	187,6	200	2×УКМ 58-04-100-33,3 У3
Всего	2928,8					400

4. Расчёт сечения кабельных линий
4.1 Выбор сечения кабельных линий напряжением выше 1000 В.
Расчёт сечения кабельной линии КЛ-1,2 10 кВ питающей КТП-1.

U, кВ	L, км	S, кВА		, ч	, кА	, с
10	0,32	1600	0,92	5200	4,76	0,5

В КТПН-10/04 установлены 2 трансформатора со следующими характеристиками

А
1600	1,47	12,2	0,5	6

Определим расчётную нагрузку для одной кабельной линии с учётом потерь в трансформаторах при равной нагрузке.

Рассчитаем потерю мощности для одного трансформатора при полной нагрузке 1600 кВА:
,
Где потери активной мощности

потери реактивной мощности
Потери активной мощности:
,
Где – потери активной мощности холостого хода;

– активные потери короткого замыкания.
Потери реактивной мощности:
.
где – ток холостого хода и напряжение короткого замыкания.
Так как расчёт идёт при полной нагрузке
,
,
,
Расчётный ток кабельной линии

.
Определим сечение кабеля по экономической плотности тока приняв, при = 5200,



Выбираем кабель АСБлШв-3х120 с допустимым током при прокладке в земле = 243 А

Проверяем кабельную линию по условию допустимого нагрева , . Условие выполняется.

Проверяем выбранное сечение по нагреву током КЗ, с этой целью определяем тепловой импульс тока по формуле
,
.
Минимальное сечение жил кабеля по термической стойкости определяем по выражению:
,
Приняв расчётный коэффициент С = 90, А∙ /
= 37,4
Принятое сечение линий проходит по термической стойкости и токам КЗ.

Потери напряжения в линиях напряжением до 35 кВ определяют по формуле:

где − активное и реактивное удельные сопротивления линий, Ом/км;

l − длина линии, км;
По абсолютному значению потерь напряжения из-за различного уровня номинальных напряжений трудно судить о допустимости потерь напряжения, поэтому потери напряжения, определенные по формуле (6.21), выражаем в процентах от номинального напряжения по формуле:

Согласно паспортных данных удельное сопротивление кабеля АСБлШВ-3х120:
.
Проверяем сечение линии по потери напряжения:

Потери напряжения незначительные

Так как в КТП-2 стоят аналогичные трансформаторы, все расчётные значения будут аналогичны, проверяем сечение линии КЛ-3,4 по потери напряжения, длина кабельной линии 0,6 км:

Потери напряжения незначительные.

Таким образом окончательно к монтажу принимается кабель АСБлШВ-10-3х120.
4.2 Выбор линий электроснабжения 0,38 кВ.
Расчётный ток линии к РУ (РП или шинопроводу) определяется по формуле
, (2.9)
Где – расчётная мощность РП, кВА;

– номинальное напряжение РП, кВ.
Для примера рассчитаем линию КТП-1 КЛ-5:

Определим сечение кабеля по экономической плотности тока приняв, при = 5200,

Выбираем кабель АВВГ 3 150+1 70 с допустимым током при прокладке в земле = 290 А, число параллельных кабелей в линии равно двум.

Где – поправочный коэффициент на число рядом положенных кабелей

– поправочный коэффициент на температуру окружающей среды.

число параллельных кабелей в линии, шт.

Проверяем кабельную линию по условию допустимого нагрева , . Условие выполняется.

где − активное и реактивное удельные сопротивления линий, Ом/км;

l − длина линии, км;

число параллельных кабелей в линии, шт.
Для АВВГ 3 150+1 70 0,21 Ом/км,

Потери напряжения незначительные. Таким образом окончательно к монтажу принимается кабель АВВГ 3×150+1×70.
Таблица Паспортные характеристики кабеля серии АВВГ

Марка кабеля
АВВГ 3 150+1 70	290	0,21
АВВГ 3 120+1 70	253	0,27	0,0602
АВВГ 3 95+1 50	217	0,34	0,0602
АВВГ 3 70+1 35	176	0,46	0,0612

Таблица Расчёт кабельной линии 0,38 кВ.

Потребитель	кВА	А	,	Марка кабеля	n		l, км
КТП-1 РП-1
КЛ-5	341,8	493	308	АВВГ 3 150+1 70	2	590	0,022	0,53
КЛ-6	341,8	493	308	АВВГ 3 150+1 70	2	590	0,022	0,53
КТП-1 РП-2
КЛ-7	531	766	479	АВВГ 3 150+1 70	3	885	0,03	0,76
КЛ-8	531	766	479	АВВГ 3 150+1 70	3	885	0,03	0,76
КЛ-9	531	766	479	АВВГ 3 150+1 70	3	885	0,03	0,76
КТП-2 РП-3
КЛ-10	278,3	401,7	251	АВВГ 3 95+1 50	2	441	0,01	0,31
КТП-2 РП-4
КЛ-11	440	635	396	АВВГ 3 120+1 70	3	771	0,025	0,66
КЛ-12	440	635	396	АВВГ 3 120+1 70	3	771	0,025	0,66
КЛ-13	440	635	396	АВВГ 3 120+1 70	3	771	0,025	0,66
КТП-2 РП-5
КЛ-13	530	765	478	АВВГ 3 150+1 70	3	885	0,05	1,26
КТП-2 РП-6
КЛ-14	195	281,5	176	АВВГ 3 70+1 35	2	358	0,09	2,6
КТП-2 РП-7
КЛ-15	386	557,1	348,2	АВВГ 3 95+1 50	3	662	0,15	4,2

Все кабельные линии прошли проверку по потери напряжения.