Электрификация ремонтного цеха

Определяем расчетный ток для группы приемников

                                                                                                 (4.10)

Таблица 4 – Данные по электрическим электроприемникам в цехе

№ п/п	Р, кВт	Ру, кВт	Ррасч, кВт	cosφ	tgφ	Qрасч, кВАр
1	6	3	3,4	0,6	1,33	4,5
2	23,5	11,75	13,4	0,6	1,33	17,9
3	20	8	9,5	0,6	1,33	12,2
4	2,4	1,8	2,1	0,91	0,456	1
5	0,5	0,2	0,2	0,65	1,169	0,25
6	2,6	1,3	1,5	0,65	1,169	1,75
7	67,3	67,3	67,3	1	0	0
8	12	12	12	0,8	0,75	9
9	3	3	3	0,8	0,75	2,25
10	15	15	15	0,8	0,75	11,25
11	5,5	5,5	5,5	0,8	0,75	4,1
12	15	15	15	0,6	1,33	20
13	3,2	0,6	0,7	0,65	1,169	0,8
14	5,5	2,8	3,2	0,65	1,169	3,7
15	4	1,6	1,8	0,6	1,33	2,4
16	26	13	14,9	0,5	1,732.	25,8

 

 

Таблица 4.1 – Данные по электрическим нагрузкам в цехе до компенсации реактивной мощности

№ магистрали	№ группы	Номера эл. приемников	ΣРрасч, кВт	Qрасч, кВАр	S, кВА	I, А
1	1	1,2,5,6	18,5	24,4	30,6	46,5
	2	3,4	11,6	13,2	17,6	26,7
	3	7	67,3	0	67,3	102,3
2	4	8,9,10,11,12	50,5	46,6	68,7	104,4
	5	13,14,15,16	20,6	32,7	38,7	58,8

 

 

5 КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

При естественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется компенсация реактивной мощности.

В проекте необходимо выбрать конденсаторные батареи БК для ТП и установить их на шинах 0,4 кВ ТП. Порядок расчета следующий:

По естественному коэффициенту мощности (таблица 4.1) определяется, где и когда необходима компенсация. Определяется величина реактивной мощности Qк, которую необходимо компенсировать до соsφ= 0,95.

                                                                                            (5.1)

где  Qест –естественная (до компенсации) реактивная мощность:

Выбирается мощность конденсаторных батарей Qбк, при этом переком-пенсация не рекомендуется:

                                                                                                (5.2)

Номинальные мощности конденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ квар следующие: 20, 25, 30, 40, 50, 75, 100, 125, 150, и т.д.

Есть БК, номинальная мощность которых отличается от перечисленных;

Рекомендуется устанавливать БК, если Qбк ≥25 квар [3].

Определяется нескомпенсированная реактивная мощность:

                                                        ,                                            (5.3)

,

Рассчитывается полная нагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсаций:

                                                         ,                                        (5.4)

,

Коэффициенты мощности после компенсации.

,

.

Данные по компенсации реактивной мощности сводятся в таблица 5.

Расчетные величины ТП показаны в таблице 5, выбор БК можно быстро производить по номограммам [3]. Данные для одного трансформатора.

Таблица 5 – Сводные данные по компенсации реактивной мощности

№ ТП	Расчетная мощность
	Естественная	Для компенсации	БК	Расчетная
	Qест.д	Qк.д	Qбк.д	Qд
ТП 1	98,7	82,1	25+30+30	13,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 ВЫБОР ПОТРЕБИТЕЛЬСКИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Номинальная мощность трансформаторов 10/0,4 кВ выбирается по экономическим интервалам нагрузок, в зависимости от шифра нагрузки, полной расчетной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха, наличия автономных источников для обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей. Выбор установленной мощности трансформаторов одно и двух трансформаторных подстанций производится по условиям их работы, в нормальном режиме исходя из условия:

                                                                                   (6.1)

где Sр – расчетная нагрузка подстанции, кВА;

n – количество трансформаторов проектируемой подстанции определяется в соответствии [5].

Sэк min, Sэк max – соответственно, минимальная и максимальная границы экономического интервала нагрузки трансформатора принятой номинальной мощности, в зависимости от зоны сооружения подстанции и вида нагрузки потребителей, таблица 5.

Таблица 6 –экономический интервал нагрузки (кВА) для выбора номинальной мощности трансформатора напряжением 10/0,4 кВ, устанавливаемой в ОЭС Урала (I зона)

Шифр нагру зок	Номинальная мощность трансформатора, кВА
	25	40	63	100	160	250	400	630
3.1	До 45	46-85	86-125	126-160	161-320	321-355	356-620	621-830

 

 

Принятые по номинальные мощности трансформаторов проверяются по условиям их работы в нормальном режиме эксплуатации по допустимым систематическим нагрузкам, а в послеаварийном режиме – по допустимым аварийным перегрузкам. Для нормального режима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторов проверяются по условию:

                                                                                                    (6.2)

где кс – коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора для значений среднесуточных температур расчетного сезона.

При отсутствии возможности резервирования или отключения в послеаварийном режиме части нагрузки подстанции, выбор установленной мощности трансформаторов двух трансформаторных подстанций производится по послеаварийному режиму из условия отклонения одного из трансформаторов и обеспечения другим всей нагрузки подстанции:

                                                                                                             (6.3)

где Кав -коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора, определяется по аналогии с кс.

Таблица 6.1 –Значения коэффициентов допустимой систематической нагрузки и послеаварийной нагрузки трансформатора напряжением 10/0,4 кВ.

Шифр нагрузки	Номинальная мощность, кВА	Коэффициенты
		КС	КАВ
3.1	До 63/100 и выше	1,65/1,59	1,75/1,73	0,92/0,77

Расчет трансформаторной подстанции:

Зона строительства –I (ОЭС Урала);

Шифр нагрузки 3.1 (производственная нагрузка);

Количество трансформаторов n=2;

Расчетная нагрузка SР=146кВА;

Нагрузка SР/2=73 кВА попадает в экономический интервал с Sэк.min=46кВА и Sэк.max=85кВА трансформатора Sном=40кВА;

Допустимая систематическая нагрузка трансформатора 40 кВА КС=1,65.

73/40=1,83<1,59 –условие не выполняется,  поэтому принимаем трансформатор 63кВА. 73/63=1,2<1,59 –условие выполняется Окончательно выберем его после проверки по допустимой перегрузке.

Допустимая аварийная перегрузка трансформатора КАВ=1,75. При выходе одного трансформатора из строя 146/63=2,3 –условие не выполняется, поэтому к установке принимаем ТП2х100 кВА.

Таблица 6.2 – Данные, полученные путем расчетов

№ ТП	Sрасч КВА.	Тип	Sном. кВА.	Uвн. кВ	Uнн кВ	ΔРх, кВт	ΔРк, КВт	Uк, %	ПБВ, %	ΔWτ,
3	157	ТМ	2х100	10	0,4	0,31	1,97	4,5	±2х2,5	9350

Потери энергии в трансформаторах находятся по формуле:

                                                          (6.4)

где ΔРх, ΔРк — потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе;

τ —время максимальных потерь, определяется по табл. 4.2 [13].

Данные расчета сводятся в таблицу 6.2.

 

7 РАСЧЕТ И ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ  ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Согласно ПУЭ от перегрузок необходимо защищать силовые и осветительные сети, выполненные внутри помещений открыто проложенными изолированными незащищенными проводниками с горючей изоляцией; силовые сети, когда по условию технолотческого процесса или режима их работы могут возникать длительные перегрузки; сети взрывоопасных помещений или взрывоопасных наружных установок независимо от условий технологического процесса или режима работы сети.