ЭСН и ЭО механосборочный. Д наличие перемычки на стороне первичного напряжения при числе вводов больше одного
 Скачать 177 Kb.
|
 д) наличие перемычки на стороне первичного напряжения при числе вводов больше одного; е) основное оборудование на вводе первичного напряжения: выключатели, отделители, короткозамыкатели. ж) режим работы линий и трансформаторов (параллельная или раздельная работа) и характер резерва (явный, неявный). Наиболее экономичными подстанциями 110/6 кВ (110/10 кВ) являются подстанции без выключателей со стороны первичного напряжения, с отделителями короткозамыкателями. Подстанции 35/6 кВ (35/10 кВ) с отделителями и короткозамыкателями широкого распространения не получили.  Схема 1 - категория надежности ЭСН Сечение провода определяется по эконмической плотности тока с учётом потерь на корону. При двух линиях, работающих в не явном резерве, расчет ведется по току рабочего режима. Силовые трансформаторы выбираются ориентировочно по полной мощности потребителя с учётом резерва. Наиболее экономичны двух трансформаторные подстанции.Электрические аппараты выбираются по току нагрузки аварийного режима с учётом схемы. 2.2 Расчет электрических нагрузок, компенсирующего устройства и выбор трансформатора Расчет электрических нагрузок группы электроприемников. Расчеты ведутся методом коэффициента максимума. Это основной метод расчета электрических нагрузок, который сводится к определению максимальных (Рм, Qм, Sм) рассчитанных нагрузок группы электроприемников. Рм. = Ки · Рсм.; Qм. = Км' · Qсм.; S  = .где Рм. - максимальная активная нагрузка, кВт; Qм. - максимальная реактивная нагрузка, квар; Sм. - максимальная полная нагрузка, кВА; Км. - коэффициент максимума активной нагрузки, определяется по и зависит от коэффициента использования и эффективного числа электроприемников; Км' - коэффициент максимума реактивной нагрузки; Рсм. - средняя активная мощность за наиболее нагруженную смену, кВт; Qсм. - средняя реактивная мощность за наиболее загруженную смену, квар. Рсм = Ки · ∑Р  н; Qсм. = Рсм · tg φ;где Ки - коэффициент использования электроприемников, определяется на основании опыта эксплуатации; Рн. - номинальная активная групповая мощность, приведенная к длительному режиму, без учета резервных электроприемников, кВт; tgφ - коэффициент реактивной мощности; nэ = F(n, m, Ки ср, Рн) - эффективное число электроприемников, может быть определено по упрощенным вариантам (8, табл.1.5.2); Ки ср - средний коэффициент использования группы электроприемников, Средний коэффициент мощности cos и средний коэффициент реактивной мощности tg φ. m - показатель силовой сборки в группе m = Рн. нб. / Рн. нм., где Рннб, Рннм - номинальные приведенные к длительному режиму активные мощности электроприемников наибольшего и наименьшего в группе. В соответствии с практикой проектирования принимается Км' = 1,1 при nэ< 10; Км' = 1 при nэ> 10. Производим расчет нагрузок и составляем сводную ведомость нагрузок по электромеханическому цеху ∑Р м = Км · ∑Р см ;где Pм - максимальная активная нагрузка,(кВт) Kм - коэффициент максимума активной нагрузки Произведем расчет нагрузок на ШТР – 1, ШТР-2, ШР-1, ШР-2. Кран мостовой работает в повторно-кратковременном режиме, с ПВ = 60%, приведем мощность электроприемника к длительному режиму: Рн. = Рп. · √ПВ = 46000 · √0,60 = 36 Определяем среднюю активную, реактивную и полную мощности за наиболее нагруженную смену: Рсм = Ки · ∑Р н ; Qсм = Рсм tgφ; S = ; Для примера возьмём сварочные преобразователи: Рсм. = 0,17 · 37,4 = 6,35 кВт; Qсм. = 6,35 · 1,73 = 11 кВар; Sсм.=  = 13 кВ · А;Iм. = Sм. (ШТР-1) / √3 · Uн. = 13 / 1,73 · 0,38 = 3 А. 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 = 0,7Sвн = 0,7 · 169,9 = 118,9кВ · А. Sт ≥ 118,9кВ · А По выбираем трехфазный масляный трансформатор типа ТМ – 160/ 35/ 0,4. Рассчитываем коэффициент загрузки трансформатора Кз = Sнн/ Sт; Кз = 157,9 / 160 = 0,9. U1н = 35; 10 U2н = 10; 0.4 Uк = 4,5%. Мощность потерь: Рхх = 510 кВт; Ркз = 2650кВт; Lхх = 2.4%. Выбрана цеховая КТП 160 – 35/0.4; Кз = 0.9. 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: QM1=KHCQP, где KHC – коэффициент учитывающий несовпадения по времени наибольшей активной нагрузки энергосистемы и реактивной нагрузки предприятия. По входной реактивной мощности QЭ1 определяют суммарную мощность компенсирующего устройства предприятия, а по назначению QЭ2 регулируемую часть компенсирующего устройства. Суммарную мощность компенсирующего устройства QЭ1 определяют по балансу реактивной мощности на границе электрического раздела предприятия и энергосистемы в период наибольшей активной нагрузки энергосистемы: QK1=QM1+QЭ2. Для промышленных предприятий с присоединяемой суммарной мощностью трансформаторов менее 750 кВ*А, значение мощности компенсирующего устройства QЭ1 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 QЭ1 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). : Sт ≥ Sр = 0,7Sвн = 0,7 · 169,9 = 118,9кВ · А. Sт ≥ 118,9кВ · А По выбираем трехфазный масляный трансформатор типа ТМ – 160/ 35/ 0,4. Рассчитываем коэффициент загрузки трансформатора Кз = Sнн/ Sт; Кз = 157,9 / 160 = 0,9. U1н = 35; 10 U2н = 10; 0.4 Uк = 4,5%. Мощность потерь: Рхх = 510 кВт; Ркз = 2650кВт; Lхх = 2.4%. Выбрана цеховая КТП 160 – 35/0.4; Кз = 0.9. 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: QM1=KHCQP, где KHC – коэффициент учитывающий несовпадения по времени наибольшей активной нагрузки энергосистемы и реактивной нагрузки предприятия. По входной реактивной мощности QЭ1 определяют суммарную мощность компенсирующего устройства предприятия, а по назначению QЭ2 регулируемую часть компенсирующего устройства. Суммарную мощность компенсирующего устройства QЭ1 определяют по балансу реактивной мощности на границе электрического раздела предприятия и энергосистемы в период наибольшей активной нагрузки энергосистемы: QK1=QM1+QЭ2. Для промышленных предприятий с присоединяемой суммарной мощностью трансформаторов менее 750 кВ*А, значение мощности компенсирующего устройства QЭ1 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 QЭ1 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). Определяем общую мощность всех ЭП:  складываем все  и   . Таблица 4 Исходные данные
Определяем расчетную мощность компенсирующего устройства: Qкр = α · Рсм · (tgφ – tgφк) α = 0.9; Рсм = 169,6 кВт; Qкр = 0.9 · 169,6 (1,1– 0,65) = 69 кВар; Применяется cosφк = 0.9, тогда tgφк = 1,1; 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 = 169,6; tgφф= 1,1 - (5 · 18 / 0,6 · 169,6) = 0,51 cosφф = 0,6; Результаты расчетов заносятся в сводную ведомость нагрузок (табл. 3.1). Таблица 4.1 Сводная ведомость нагрузок
   эффективное число электроприемников может быть определено по упрощённым вариантам.  средний коэффициент использования группы электроприемников.  . максимальная активная нагрузка, кВт. – коэффициент максимума активной нагрузки (определяется по таблице И зависит от коэффициента использования и эффективного числа электро- приемников  . – средняя активная мощность за наиболее загруженную смену, кВт.Определяем максимальную реактивную нагрузку:  кВАр.  Максимальная полная нагрузка:  Определяем ток на РУ:   полная мощность за смену.         максимальный ток на РУ.Определяем потери в трансформаторе максимальную и полную нагрузки:  . кВАр. Определяем расчетную мощность трансформатора с учётом потерь, но без компенсации реактивной мощности:  . расчётная мощность трансформатораПо таблицам выбора трансформатора. ем трансформатор: ТМ – 250 – 10/0,4. С техническими характеристиками:  .  . .  Определяем коефициент запаса.  Выбор компенсирующего устройства. Компенсация реактивной мощности (KPM) является неотъемлемой |