Первое место по количеству потребляемой электроэнергии принадлежит промышленности, на долю которой приходится более 60% вырабатываемой в стране энергии

• Название: Первое место по количеству потребляемой электроэнергии принадлежит промышленности, на долю которой приходится более 60% вырабатываемой в стране энергии
• Дата: 24.01.2022
• Размер: 156.05 Kb.
• Имя файла: bestreferat-240328.docx
• Тип: Документы; #341038
• страница: 3 из 6

Произведем расчет нагрузок на ШР - 1

Определяем показатель силовой сборки в группе:

m = Рн.нб. / Рн.нм.; m = 13 / 2 = 6.2; m > 3.

Определяем среднюю активную, реактивную и полную мощности за наиболее нагруженную смену:

; Qсм = Рсм · tgφ; S =

_{Манипулятор электрический:}

Ки = 0.1; ∑ Рн. = 6.4 кВт; tgφ = 1.73;

Рсм. = 0.1 · 6.4 = 0.64 кВт;

Qсм. = 0.64 · 1.73 = 1.1 кВар;

Точильно шлифовочный станок:

Ки = 0.14; ∑ Рн. = 62 кВт; tgφ = 0.5;

Рсм. = 0.14 · 2 = 0.28 кВт;

Qсм. = 0.28 · 0.5 = 0.1 кВар;

Настольно сверлильный станок:

Ки = 0.16; ∑ Рн. = 4.4 кВт; tgφ = 1.33;

Рсм. = 0.16 · 4.4 = 0.7 кВт;

Qсм. = 0.7 · 1.33 = 0.9 кВар;

Токарный полуавтомат:

Ки = 0.17; ∑ Рн. = 20 кВт; tgφ = 0.5;

Рсм. = 0.17 · 20 = 0.28 кВт;

Qсм. = 0.28 · 0.5 = 0.1 кВар;

Токарный станок:

Ки = 0.16; ∑ Рн. = 52 кВт; tgφ = 1.33;

Рсм. = 0.16 · 52 = 8.3 кВт;

Qсм. = 8.3 · 1.33 = 11 кВар;

Слиткообдирочный станок:

Ки = 0.17; ∑ Рн = 18 кВт; tgφ = 1.17;

Рсм. = 0.17 · 18 = 3.1 кВт;

Qсм. = 3.1 · 1.17 = 3.6 кВар;

Определяем n всего по ШР-1:

n = 2 + 1 + 2 + 2 + 4 + 6 = 17;

Определяем ΣP_н всего по ШР-1:

ΣPн = 6.4 + 2 + 4.4 + 20 + 52 + 18 = 102.8 кВт;

Определяем суммарную активную, реактивную и полную мощности за наиболее нагруженную смену по ШР-1. и определяем среднее значение Ku ср, cosφ и tgφ:

ΣРсм. = 0.64 + 0.28 + 0.7 + 3.4 + 8.3 + 3.1 = 16.4 кВт;

ΣQсм. = 1.1 + 0.1 + 0.9 + 4 + 11 + 3.6 =20.7кВар;

ΣSсм. = = 26.4 кВ·А

Ku ср. = ΣРсм. / ΣРн. = 16.4 / 102.8 = 0.16;

cosφ = ΣРсм. / Sсм. = 16.4 / 26.4 = 0.62;

tg = Qсм. / Pсм = 20.7 / 16.4 = 1.26.

Определяем nэ эффективное число электроприемников, находим по (8, табл. 1.5.2.):

n = 17 >5; Ku ср = 0.16 < 0.2; m > 3, при этом nэ = n = 17.

Определяем Kм коэффициент максимума активной нагрузки находим по таблице (8, табл. 1.5.3.):

Км = 1.61.

Определяем Kм коэффициент максимума реактивной нагрузки:

Км’ = 1, при n > 10.

Определяем максимальные активную, реактивную и полную мощности (Рм, Qм, Sм) расчетных нагрузок группы электроприемников,

_{Рм. = Км. · Рсм.;} Qм. = К_м' · Qсм; Sм =

Рм. = 1.61 · 16.4 = 26.4 кВт;

Qм. = 1 · 20.7 = 20.7 кВар;

Sм. =  = 33.6 кВ · А;

Определяем максимальный ток:

Iм. = S_{м. (ШТР-2)} / √3 · Uн = 33.6 / 1.73 · 0.38 = 51.1 А.

Произведем расчет нагрузок на ШР - 2:

Определяем показатель силовой сборки в группе:

m = Рн.нб. / Рн.нм.;

m = 13 / 2 = 6.2; m > 3.

Определяем среднюю активную, реактивную и полную мощности за наиболее нагруженную смену:

; Qсм = Рсм · tgφ; S =

_{Манипулятор электрический:}

Ки = 0.1; ∑ Рн. = 6.4 кВт; tgφ = 1.73;

Рсм. = 0.1 · 6.4 = 0.64 кВт;

Qсм. = 0.64 · 1.73 = 1.1 кВар;

Настольно сверлильный станок:

Ки = 0.16; ∑ Рн. = 4.4 кВт; tgφ = 1.33;

Рсм. = 0.16 · 4.4 = 0.7 кВт;

Qсм. = 0.7 · 1.33 = 0.9 кВар;

Токарный полуавтомат:

Ки = 0.17; ∑ Рн. = 20 кВт; tgφ = 0.5;

Рсм. = 0.17 · 20 = 0.28 кВт;

Qсм. = 0.28 · 0.5 = 0.1 кВар;

Слиткообдирочный станок:

Ки = 0.17; ∑ Рн. = 18 кВт; tgφ = 1.17;

Рсм. = 0.17 · 18 = 3.1 кВт;

Qсм. = 3.1 · 1.17 = 3.6 кВар;

Горизонтально фрезерный станок:

Ки = 0.17; ∑ Рн. = 14 кВт; tgφ = 1.17;

Рсм. = 0.17 · 14 = 2.4 кВт;

Qсм. = 2.4 · 1.17 = 2.8 кВар;

Продольно строгальный станок:

Ки = 0.17; ∑ Рн. = 20 кВт; tgφ = 1.17;

Рсм. = 0.17 · 20 = 3.4 кВт;

Qсм. = 3.4 · 1.17 = 4 кВар;

Анодно механический станок:

Ки = 0.16; ∑ Рн. = 225 кВт; tgφ = 1.33;

Рсм. = 0.16 · 225 = 36 кВт;

Qсм. = 36 · 1.33 = 48 кВар;

Тельфер:

Ки = 0.1; ∑ Рн. = 5 кВт; tgφ = 1.73;

Рсм. = 0.1 · 5 = 0.5 кВт;

Qсм. = 0.5 · 1.73 = 0.9 кВар;

Определяем n всего по ШР-1:

n = 2 + 2 + 2 + 5 + 2 +2 + 3 + 1 = 19;

Определяем ΣP_н всего по ШР-1:

ΣPн. = 6.4 + 4.4 + 20 + 15 + 14 + 20 + 225 + 5 = 309.8 кВт;

Определяем суммарную активную, реактивную и полную мощности за наиболее нагруженную смену по ШР - 1. и определяем среднее значение Ku ср, cosφ и tgφ:

ΣРсм. = 0.6 + 0.7 + 3.4 + 2.6 + 2.4 + 3.4 + 36 +0.5 = 49.6 кВт;

ΣQсм. = 1 + 1 + 4 + 3 + 2.8 + 4 + 48 + 0.9 = 64.7 кВар;

ΣSсм. = = 81.5 кВ·А

Ku ср. = ΣРсм. / ΣРн. = 49.6 / 309.8 = 0.16;

cosφ = ΣРсм. / Sсм. = 49.6 / 91.5 = 0.6;

tg = Qсм. / Pсм = 64.7 / 49.6 = 1.3.

Определяем nэ эффективное число электроприемников, находим по условиям (8, табл.1.5.2.):

Так как n > 5, Ku ср. < 0.2, m > 3, то nэ = n = 19

Определяем коэффициент максимума активной нагрузки находим по (8.1.5.3.):

Км = 1.55

Определяем коэффициент максимума реактивной нагрузки:

Км’ = 1, при n > 10

Определяем максимальные активную, реактивную и полную мощности (Рм, Qм, Sм) расчетных нагрузок группы электроприемников,

_{Рм. = Км. ·} Рсм.; Qм. = К_м' · Qсм.; Sм. =

Рм. = 1.55 · 49.6 = 76.9 кВт;

Qм. = 1 · 64.7 = 64.7 кВар;

Sм. =  = 100.5кВ · А;

Определяем максимальный ток:

Iм. = S_м.(ШР-2) / √3 · Uн = 152.1 / 1.73 · 0.38 = 152.1 А.

Произведем расчет нагрузок на РП – 1

Определяем среднюю активную, реактивную и полную мощности за наиболее нагруженную смену:

; Qсм=Рсмtgφ; Sсм =

Вентилятор:

Ки = 0.6 5; ∑ Рн. = 9 кВт; tgφ = 1.75;

Рсм. = 0,65 · 9 = 5.85 кВт;

Qсм = 5.85 · 0.75 = 4.4 кВар;

Sсм. = =7.3 кВ·А;

Поскольку на РП одинаковые приемники, то максимальные активные, реактивные и полные нагрузки равны сменным:

Рм. = 5.85 кВт; Qм. = 4.4 кВар; Sсм. = 7.3 кВ·А;

Iм. = Sм.(РП-1) / √3 · Uн = 7.3 / 1.73 · 0.38 = 11.1 А.

Произведем расчет нагрузок на ЩО:

Ро.у. = Руд · S = 10 · 1440 = 14.4 кВт;

Рсм. = Ku · ΣPн. = 0.85 · 14.4 = 12.2 кВт;

Qсм. = Pсм. · tgφ = 12.2 · 0.33 = 4 кВар;

Sсм =  кВ · А

Iм. = S_м.(ЩО) / √3 · Uн = 12.8 / 1.73 · 0.38 = 19.5 А.

_{Определяем потери в трансформаторе, результаты заносим в колонки 15, 16, 17.}

Рт = 0.02 Sнн = 0.02 · 160 = 3.2 кВт;

Qт = 0.1 Sнн = 0,1 · 160 = 16 кВар;

Sт =  = 16.3 кВ · А.

Количество трансформаторов на подстанции. На подстанциях всех напряжений, как правило, применяется не более двух трансформаторов по соображениям технической и экономической целесообразности. В большинстве случаев это обеспечивает надежное питание потребителей и в то же время дает возможность применять простейшие блочные схемы подстанций без сборных шин на первичном напряжении, что резко упрощает их конструктивные решения и уменьшает стоимость. Резервирование осуществляется при помощи складского и передвижного резерва.

Однотрансформаторные цеховые подстанции напряжением 6... 10 кВ можно применять при наличии складского резерва для потребителей всех групп по надежности, даже для потребителей первой категории, если величина их не превышает 15...20% общей нагрузки и их быстрое резервирование обеспечено при помощи автоматически включаемых резервных перемычек на вторичном напряжении. Эти перемычки могут быть применены также для питания в периоды минимальных режимов при отключении части подстанций.

Двухтрансформаторные цеховые подстанции применяются в тех случаях, когда большинство электроприемников относится к первой или второй категориям, которые не допускают перерыва в питании во время доставки и установки резервного трансформатора со склада, на что требуется не менее 3...4 ч.

Двухтрансформаторные подстанции целесообразно применять также независимо от категории питаемых потребителей при неравномерном графике нагрузки, когда выгодно уменьшать число включенных трансформаторов при длительных снижениях нагрузки в течение суток или года.

Применение цеховых подстанций с числом трансформаторов более двух, как правило, экономически нецелесообразно. Более двух трансформаторов на одной цеховой подстанции применяется в следующих случаях:

• 
  при наличии крупных сосредоточенных нагрузок;
  
• 
  при отсутствии места в цехе для рассредоточенного расположения подстанций по производственным условиям;
  
• 
  при раздельных трансформаторах для «силы» и «света», если установка этих трансформаторов целесообразна на одной подстанции;
  
• 
  при питании территориально совмещенных силовых нагрузок на различных напряжениях;
  
• 
  при необходимости выделения питания нагрузок с резкими, часто повторяющимися толчками, например крупных сварочных аппаратов и т. п.
  

Исполнение трансформаторов. На напряжении 6...10 кВ применяются масляные, совтоловые и сухие трансформаторы. Но преимущественное применение находят масляные трансформаторы. Применение совтоловых (совтол - негорючий диэлектрик) трансформаторов мощностью до 1000... 1600 кВ-А целесообразно в тех случаях, когда по условиям среды нельзя устанавливать масляные трансформаторы и недопустима установка сухих негерметизированных трансформаторов.

При выборе этих трансформаторов необходимо учитывать их токсичность при наличии течи совтола, так как при этом выделяются вредные пары, длительное вдыхание которых вызывает раздражение слизистых оболочек глаз и носа.

Сухие трансформаторы имеют ограниченное применение, так как они дороже масляных и имеют следующие недостатки:

• 
  боятся грозовых перенапряжений;
  
• 
  создают при работе повышенный шум по сравнению с масляными;
  

требуют установки в сухих непыльных помещениях с относительной влажностью не более 65%.

Применение сухих трансформаторов целесообразно при их мощности от 10 до 400 кВА. В основном они применяются там, где недопустима установка масляных трансформаторов из-за пожарной опасности, а трансформаторов с негорючей жидкостью из-за их токсичности.

Номинальная мощность трансформатора. Наивыгоднейшая мощность трансформатора зависит от многих факторов:

величины и характера графика электрической нагрузки;

длительности нарастания нагрузки по годам;

числа часов работы объекта электроснабжения;

стоимости энергии и др.

Указанные факторы сочетаются различным образом и изменяются во времени.

Определяем расчетную мощность трансформатора с учетом потерь но без компенсации реактивной мощности:

Sт ≥ Sр = 0,7 Sвн = 0,7 · 176.3 = 123.41 кВ · А.

Sт ≥ 123.41 кВ · А

По (3) выбираем трехфазный масляный трансформатор типа ТМ – 250/ 10/ 0,4.

Рассчитываем коэффициент загрузки трансформатора

Кз = Sнн/ Sт;

Кз = 160 / 250 = 0,64.

U1н = 10.6 кВ;

U2н = 0.4; 0.38 кВ;

Uк = 4.5%.

Мощность потерь:

Рхх = 0.82 кВт;

Ркз = 3.7 кВт;

Lхх = 2.3%.

Выбрана цеховая КТП 250 – 10/0.4; Кз = 0.64.

Расчет компенсирующих устройств (КУ) и выбор трансформатора.Передача значительного количества реактивной мощности из энергосистемы к потребителям нерациональна по следующим причинам: возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью, и дополнительные потери напряжения в питательных сетях. Ввод источника реактивной мощности приводит к снижению потерь в период максимума нагрузки в среднем на 0,081 кВт/квар. В настоящее время степень компенсации в период максимума составляет 0,25 квар/кВт, что значительно меньше экономически целесообразной компенсации, равной 0,6квар/кВт.

При выборе средств компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий необходимо различать по функциональным признакам две группы промышленных сетей в зависимости от состава их нагрузок: первая группа - сети общего назначения (сети с режимом прямой последовательности основной частоты 50 Гц.); вторая группа – сети со специфическими нелинейными, несимметричными и резко переменными нагрузками.

Наибольшая суммарная реактивная нагрузка предприятия, принимаемая для определения мощности компенсирующей установки равна: Q_M1=K_HCQ_P, где K_HC – коэффициент учитывающий несовпадения по времени наибольшей активной нагрузки энергосистемы и реактивной нагрузки предприятия.

По входной реактивной мощности Q_Э1 определяют суммарную мощность компенсирующего устройства предприятия, а по назначению Q_Э2 регулируемую часть компенсирующего устройства. Суммарную мощность компенсирующего устройства Q_Э1 определяют по балансу реактивной мощности на границе электрического раздела предприятия и энергосистемы в период наибольшей активной нагрузки энергосистемы: Q_K1=Q_M1+Q_Э2. Для промышленных предприятий с присоединяемой суммарной мощностью трансформаторов менее 750 кВ*А, значение мощности компенсирующего устройства Q_Э1 задается энергосистемой и является обязательным при выполнении проекта электроснабжения предприятия.

По согласованию с энергосистемой, выдавшей технические условия на присоединение потребителей, допускается принимать большую по сравнению с Q_Э1 суммарную мощность компенсирующего устройства, если это снижает приведенные затраты на систему электроснабжения предприятия в целом.

Средствами компенсации реактивной мощности являются в сетях общего назначения батареи конденсаторов (низшего напряжения – НБК и высшего напряжения – ВБК) и синхронные двигатели в сетях со специфическими нагрузками, дополнительно к указанным средствам, силовые резонансные фильтры (СРФ), симметрирующие и фильтросимметрирующие устройства, устройства динамической и статической компенсации реактивной мощности с быстродействующими системами управления (СТК) и специальные быстродействующие синхронные компенсаторы (ССК).

РсмΣ = 5.85 + 16.4 + 49.6 + 1.8 + 1.8 + 12.2 = 87.7 кВт;

QсмΣ = 4.4 + 20.7 + 64.7 + 3.1 + 3.1 + 4 = 100 кВар;

SсмΣ =  = 133 кВ · А;

РмΣ = 5.85 + 26.4 + 76.9 + 1.8 + 1.8 + 12.2 = 124.95 кВт;

QмΣ = 4.4 + 20.7 + 64.7 + 3.1 + 3.1 + 4 = 100кВар;

SмΣ =  = 160 кВ ·А;

cosφ = PсмΣ / SсмΣ = 87.7 / 133 = 0.66;

tgφ = QсмΣ / PсмΣ = 1.14.

Исходные данные для выбора компенсирующего устройства приведены в (табл. 2.2.).
Таблица 2.2.. Исходные данные

Параметр	Cosφ	tgφ	Pм, кВт	Qм, квар	Sм, кВ · А
Всего на НН без КУ	0,67	1,09	191,5	144,45	239,9

Определяем расчетную мощность компенсирующего устройства:

Qкр = α · Рм · (tgφ – tgφк)

α = 0.9; Рм = 124.95 кВт;

Qкр = 0.9 · 124.95 (1.14 – 0.33) = 91.1 кВар;

Применяется cosφк = 0.95, тогда tgφк = 0.33;

Из (7, табл. 31.24) выбирается 5 × КС 0.38 - 18 – ЗУЗ (1УЗ);

Определяется фактическое значение tgφф и cosφф после компенсации реактивной мощности: 

Qкст = 5×18; Pм = 124.95;



cosφф = 0.75;

Результаты расчетов заносятся в сводную ведомость нагрузок (табл. 2.3.).
Таблица 2.3. Сводная ведомость нагрузок

Параметр	cosφ	tgφ	Рм, кВт	Qм, кВар	Sм, кВ · А
Всего на НН без КУ	0.66	1.14	124.95	100	160
КУ				5 × 18
Всего на НН с КУ	0.75	0.8	124.95	10	125.4
Потери			2.5	12.5	12.6
Всего на ВН с КУ			127.5	22.5	129.5

Определяется расчетная мощность трансформатора с учетом потерь.

Рт. = 0,02 Sнн = 0,02 · 125.4 = 2.5 кВт;

Qт. = 0,1 Sнн = 0,1 ·125.4 = 12.5 кВар;

Sт. =  = 12.6 кВА;

По (5) выбираем трансформатор типа ТМ 250 – 10 / 04;

U1н. = 10; 6 кВ;

U2н. = 0.4; 0.69 кВ;

Мощность потерь:

Pх.х. = 0.82 кВт; Pкз. = 3.7 кВт;Lх.х. = 2.3%.

Рассчитываем коэффициент загрузки трансформатора:

Кз = Sнн / Sт;

Кз = 125.4 / 250 = 0.5

Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора 0.5 – 0.7.