Пример расчета цеха мой_исправленный (1). Пример расчета Электроснабжение ремонтномеханического цеха Исходные данные
 Скачать 3.85 Mb.
|
Часть реактивной мощности поставляется энергосистемой и задается с помощь нормируемого tgφн. Реактивная мощность, потребляемая из системы .Мощность КУ равна  .Компенсация реактивной мощности возможна на высоком напряжении (ВН), низком напряжении (НН) или одновременно на ВН и НН, выбор варианта осуществляется на основании ТЭР. При компенсации только на НН применяется только низковольтные батареи, устанавливаемые в цехе (Qнку≈Qку). Применение высоковольтных КУ ограничивается пропускной способностью трансформаторов  .В зависимости от отношения мощностей к максимальной пропускной способностью трансформатора возможны следующие варианты: если Qтр.max≥Qр, то КУ может быть установлено как на низком напряжении, так и на высоком, тогда реальная пропускная способность трансформатора при установке на НН Qтр.max=Qэ, при ВН Qт=Qр; если Qэ<Qтр.max≤Qр, то КУ может полностью устанавливаться на НН: Qнку=Qку, Qт=Qэ, или на НН и ВН: Qвку=Qтр.max-Qэ, Qнку=Qку-Qвку, Qт=Qтр.max; если Qтр.max≤Qэ, то, Qвку=0, Qнку=Qр-Qтр.max; Qт=Qтр.max; Проектируемый механический цех относиться ко второй категории надежности. Минимальное количество трансформаторов – 1. Технико-экономический расчет ТЭР проводятся для двух вариантов: с одним и двумя трансформаторами. Реактивная мощность, потребляемая из энергосистемы  .Мощность КУ равна  .В проектируемом цехе применяется централизованная компенсация с возможной установкой КУ на высоком напряжении (ВН), низком напряжении (НН) или одновременно на ВН и НН. 1 вариант. Nт=1  согласно приложению 3, ближайшая большая стандартная мощность трансформатора 630 кВА. Принимается 1 трансформатор с номинальной мощностью 630 кВА. Максимальная пропускная способность трансформатора  .Qтр.max≤Qэ, 85,5<99,34 3 вариант соотношений, следовательно Qвку=0, Qнку=494,68-85,5=409,18 кВАр; Qт=85,5 кВАр (рис. 4, а). 2 вариант. Nт=2  Принимается 2 трансформатора с номинальной мощностью 400 кВА. Максимальная пропускная способность трансформатора  .Qэ<Qтр.max≤Qр, 99,34<258,6<494,68 2 вариант соотношений, следовательно а) Qнку=395,34кВАр, Qт=99,34кВАр (рис. 4,б); б) Qвку=258,6-99,34=159,26кВАр; Qнку=395,34-159,26=236,08 кВАр, Qт=258,6; (рис. 4, в).    Рис. 4. Распределение реактивных мощностей и компенсирующих устройств по вариантам Технико-экономический расчет вариантов Технико-экономический расчет вариантов осуществляется по минимуму приведенных затрат по вариантам  ,где Зктп, Зку – приведенные затраты на комплектную трансформаторную подстанцию (КТП) и компенсирующие устройства (КУ); Ен – нормативный коэффициент эффективности (для объектов электроэнергетики 0,223); К∑ – суммарные капитальные затраты на КТП и КУ; С∑ – суммарные эксплуатационные издержки. Суммарные капитальные затраты  ,где Ктр – стоимость (единовременные капиталовложения) трансформаторов, руб. (табл. П3.1-П3.5), ККТП – стоимость КТП, руб. (табл. П.4), ККУ – стоимость конденсаторной установки, руб (табл. П5, для высоковольтных КУ – стоимость КУ и высоковольтной ячейки для ее подключения, может быть принята 100 тыс. руб.). Суммарные эксплуатационные издержки  где С0 – удельная стоимость потерь электроэнергии в год, руб/(кВт∙год); Δртр – потери активной мощности в трансформаторе; ΔрВКБ, ΔрНКБ – удельные потери активной мощности в конденсаторных батареях, на стадии проектирования могут быть приняты 2,5 кВт/МВАр и 4,5 кВт/МВАр соответственно. Удельная стоимость потерь электроэнергии в год по двухставочному тарифу  ,где а и b – основная (150 руб./кВт в месяц) и дополнительная (1,02 руб./кВт×ч) ставки тарифа на активную мощность и активную электроэнергию; Тм – время использования максимума нагрузки. Потери активной мощности в трансформаторе  ,где ΔРхх и ΔРкз – потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора (технические характеристики, прил. 3); β – реальный коэффициент загрузки трансформатора  .Если приведенные затраты отличаются не более чем на 10%, то варианты считаются равно экономическими и выбирается вариант с наилучшими техническими показателями, например, двухтрансформаторная подстанция с компенсацией на низком напряжении. Выбор типа и группы соединения трансформаторов Тип трансформатора масляный, сухой и с негорючим диэлектриком выбирается на основании места установки трансформатора и категории помещения. Для внутренней установки могут применяться все типы, для наружной только масляные. Сухие и с негорючим диэлектриком трансформаторы дороже масляных и применяются в местах, требующих повышенной безопасности (учебные заведения, шахты, метро и т.п.) и с повышенными требованиями к охране окружающей среды (курортные зоны, водозаборные станции), на взрывоопасных предприятиях (нефтяная и химическая промышленность). В случаях оптимизации схемы за счет установки трансформатора вблизи центра нагрузки обоснованной технико-экономическим расчетом. Масляные трансформаторы могут устанавливаться внутри помещения с учетом следующих основных условий (ПУЭ): - установка в отдельной камере на первом этаже или в одном помещении с РУ напряжением 0,4 кВ до двух трансформаторов мощностью по 630 кВА, отделенных друг от друга перегородкой из негорючих материалов; - установка на втором этаже или ниже уровня пола первого этажа на 1 м в не затапливаемых зонах при условии беспрепятственной транспортировки наружу и удаления масла в аварийных случаях, при этом не допускается размещать под помещениями с мокрым технологическим процессом и непосредственно над и под помещениями в которых в пределах площади занимаемой РУ или ТП одновременно могут находится более 50 человек в период более 1 часа; - пол камеры должен иметь 2%-ный уклон в сторону маслоприемника; - каждая камера должна иметь отдельный вход нагружу или в смежное помещение категории Г (умеренная пожароопасность – негорючие вещества и материалы в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии, процесс обработки которых сопровождается выделением лучистого тепла, искр и пламени, и (или) горючие газы, жидкости и твердые вещества, которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива) или Д (пониженная пожароопасность – негорючие вещества и материалы в холодном состоянии). Схема и группа соединения трансформатора. Согласно ТПК 45-4.04-296-2014 (Силовое и осветительное электрооборудование промышленных предприятий) п. 6.2.1. По условиям надежности действия защиты от однофазных замыканий в сетях напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью рекомендуется применять трансформаторы со схемой соединения обмоток «звезда-зигзаг» при мощности до 250 кВА и со схемой «треугольник-звезда» — при мощности 400 кВА и более. В настоящее время промышленностью выпускаются трансформаторы Y/Y0 – 0, Y/Z0 – 11 и Δ/Y0 – 11. Группа Y/Y0 – 0 отличается повышенным сопротивлением нулевой последовательности, что затрудняет защиту от однофазных коротких замыканий на корпус и т.п., поэтому для питания цеховых сетей не рекомендуются. Технико-экономический расчет рассматриваемых вариантов Удельная стоимость потерь электроэнергии в год  1 вариант. Sн.тр=1×630 кВА,Qнку=494,68-85,5=409,18 кВАр; Qт=85,5 кВАр По QНКУ=409,18кВАр выбирается ближайшая по мощности стандартная батарея (прил. 5) КРМ 0,4-400 стоимостью 151,8т.р., QНКБ=400кВАр, следовательно, Qт=494,68-400=94,68кВАр. Распределение реактивных мощностей и стандартных компенсирующих устройств представлены на рис. 13а.  Рис. 13а. Принятое распределение реактивных мощностей и стандартных компенсирующих устройств по вариантам Цех питается по радиальной схеме, следовательно, шкаф ввода высокого напряжения не требуется. Принимается тупиковая комплектная трансформаторная подстанция (прил. 4) КТП-ТК-630/10(6)/0,4, стоимостью 158 т.руб. В КТП устанавливается масляный трансформатор ТМГ-630/10(6)/0,4 схема соединения Δ/Yн-11, стоимостью 315 т.руб. В данном случае установка ТП внутри цеха не предусматривается и нет предпосылок для применения более дорогих трансформаторов. Технические характеристики трансформатора (табл. П3.2): ΔРхх=1 кВт; ΔРкз=7,6 кВт. Потери в трансформаторе   ТЭР 2а варианта Для двухтрансформаторной подстанции расчетные мощности необходимо разделить между двумя трансформаторами. По QВКУ=159,2 кВАр выбираются ближайшие по мощности стандартные батареи (прил. 5) 2×КРМ 10-100 стоимостью 2×151,8т.р., QВКБ=2×100кВАр. По QНКУ=236,08 кВАр выбираются ближайшие по мощности стандартные батареи (прил. 5) 2×КРМ 0,4-120 стоимостью 2×58,1т.р., QНКБ=2×120 кВАр, следовательно, Qт=494,68-240=254,68кВАр. Распределение реактивных мощностей и стандартных компенсирующих устройств представлены на рис. 13а. Принимается тупиковая комплектная трансформаторная подстанция (прил. 3) 2КТП-ТК-400/10(6)/0,4, стоимостью 316т.р. В КТП устанавливаются два масляных трансформатора ТМГ-400/10(6)/0,4 схема соединения Δ/Yн-11, стоимостью 199т.р. каждый. Технические характеристики трансформатора (табл. П2.2): ΔРхх=0,72 кВт; ΔРкз=5,9кВт. Потери в трансформаторах (25)  кВт.Приведенные затраты по (21)  Расчет затрат по вариантам приведен в таблице 6. Таблица 6 Расчетные затраты на КТП и КУ по вариантам
На основании полученных данных к установке принимается однотрансформаторная подстанция с трансформатором ТМГ 630/10/0,4 и с установкой низковольтной батареей УКМ58-0,4-400-25У3 (установка конденсаторная модифицированная с автоматическим регулированием напряжением 0,4 кВ, номинальной мощности 400 кВАр с 16 ступенями регулирования по 25 кВАр для умеренного климата (У) 3 категории размещения в помещениях без искусственного климата). При отсутствии стоимостных данных можно использовать метод условных единиц (приведенных к одному году).  ,где З0н, З0в – постоянные составляющие затрат на конденсаторные батареи (КБ) не зависящие от генерируемой мощности, руб; З1н, З1в – удельные затраты на 1 МВАр генерируемой мощности для низковольтных и высоковольтных КБ, у.е./МВАр; С0 – стоимость электроэнергии, у.е./(кВт∙ч); ΔРт – потери активной мощности в трансформаторе, кВт; Ен – нормативный коэффициент эффективности (0,223); Кктп - капиталовложения на комплектную трансформаторную подстанцию, у.е (табл. П4.2, 4.3). З0н≈7 у.е./год; З1н≈40 у.е./(МВАр∙год); З0в≈18 у.е./год; З1в≈20 у.е./(МВАр∙год); С≈3,196 у.е./(кВт∙год) [6]. Вариант расчета приведен в таблице 7. Таблица 7 Расчетные затраты на КТП и КУ по вариантам по у.е.
|