Уточнение количества и мощности трансформаторов 10/0,4 кВ с учётом КРМ
На заключительном этапе производится корректировка расчетных нагрузок сформированных ранее групп цехов и мощностей трансформаторов ТП с учетом установки конденсаторных компенсаторов. Расчетные значения реактивной и полной мощностей (нагрузок) группы цехов с учетом установки компенсирующих устройств определяются формулами
и 
.
Для третьей ТП:
кВАр. ;
кВА.
Определяем фактический коэффициент загрузки трансформатора:
кз.ф= 
.
Аналогично проводим уточнение для остальных групп цехов и сводим результаты в табл. 4.6.
Таблица 4.6
Количество и мощности цеховых трансформаторов с учётом КРМ
| № ТП | Катег. | РР., кВт | Qр.ц.к , кВАр | Sр.ц.к , кВА | nТР | Sт.ном., кВА | КЗФ |
| 1 | I-II | 2013,55 | 2094,62 | 2904,41 | 2 | 1600 | 0,75 |
| 2 | I-II | 2208,16 | 915,00 | 2390,23 | 3 | 1000 | 0,79 |
| 3 | II-III | 1640,65 | 618,27 | 1753,28 | 2 | 1000 | 0,85 |
| 4 | II-III | 1433,94 | 527,78 | 1527,98 | 2 | 1000 | 0,76 |
| 5 | I-II-III | 1361,49 | 511,70 | 1454,47 | 2 | 1000 | 0,73 |
| Итого: | 8657,79 | 4667,37 | 10030,37 | ||||
Сравнительный анализ результатов, приведённых в таблицах 4.2 (без КРМ) и 4.6 (с учётом КРМ), показывает, что проведение мероприятий по компенсации реактивной мощности даёт следующий положительный эффект:
· на ТП №2 возможна установка трёх трансформаторов вместо четырёх;
|
|
|
· на ТП №3, №4 и №5 снижаются коэффициенты загрузки трансформаторов до значений, предусмотренных ПУЭ для соответствующих категорий потребителей;
· установка компенсаторов для первой группы цехов (ТП №1) не требуется.
5. РАСЧЁТ СУММАРНОЙ НАГРУЗКИ НА СТОРОНЕ 10 кВ
6.
Для определения суммарной мощности нагрузки на стороне 10кВ к расчетной мощности на стороне 0,4кВ добавляются мощность высоковольтных потребителей, потери мощности в цеховых трансформаторах и потери мощности в низковольтных конденсаторных установках.
Расчёт электрических потерь в трансформаторах 10/0,4 кВ
Для расчета потерь активной мощности в трансформаторах используем их паспортные данные, приведенные в таблице 4.3, и следующую формулу
,
где ΔPх.х. – потери холостого хода трансформатора, кВт;
ΔPк.з. – потери короткого замыкания трансформатора, кВт;
n – количество трансформаторов на подстанции, шт.;
Kз.ф. – фактический коэффициент загрузки трансформатора (таблица 4.6)
Для ТП №3:
кВт.
Потери реактивной мощности в трансформаторах вычисляются по формуле
|
|
|
,
где i o – ток холостого хода трансформатора, %;
u к – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.
Для ТП №3:
кВАр.
Результаты расчёта потерь мощности в цеховых трансформаторах для остальных ТП сводим в табл. 5.1.
Таблица 5.1.
Результаты расчёта потерь мощности в трансформаторах 10/0,4 кВ
| № ТП | Тип тр-ра | Sт.ном кВА | DРх.х, кВт | DРк.з, кВт | uк, % | i0, % | Кз.ф | DРт, кВт | DQт, кВАр |
| 1 | ТМЗ-1600/10 | 1600 | 2,1 | 14,8 | 5,5 | 1,15 | 0,75 | 28,23 | 149,12 |
| 2 | ТМЗ-1000/10 | 1000 | 1,9 | 10,5 | 5,5 | 1,15 | 0,79 | 27,10 | 145,84 |
| 3 | ТМЗ-1000/10 | 1000 | 1,9 | 10,5 | 5,5 | 1,15 | 0,88 | 20,06 | 108,48 |
| 4 | ТМЗ-1000/10 | 1000 | 1,9 | 10,5 | 5,5 | 1,15 | 0,76 | 15,93 | 86,22 |
| 5 | ТМЗ-1000/10 | 1000 | 1,9 | 10,5 | 5,5 | 1,15 | 0,73 | 14,99 | 81,30 |
| Итого: | 106,31 | 570,96 | |||||||
Расчёт электрических потерь в конденсаторных установках 0,4кВ
Активные потери в конденсаторных установках определяются по формуле [8]:
,
где 
– установленная мощность конденсаторной установки, кВАр.
Для ТП №3:
кВт.
Расчёт потерь мощности в конденсаторных установках для остальных групп цехов проводится аналогично, результаты расчёта представлены в табл. 5.2.
Таблица 5.2.
|
|
|
Результаты расчёта потерь мощности в НКУ
| № ТП | Тип установки | Qку.ном, кВА | DРку, кВт | |
| 2 | 3хВАРНЕТ-АС-0,4-310 | 930 | 4,19 | |
| 3 | 2хВАРНЕТ-АС-0,4-240 | 480 | 2,16 | |
| 4 | 2хВАРНЕТ-АС-0,4-400 | 800 | 3,60 | |
| 5 | 2хВАРНЕТ-АС-0,4-310 | 620 | 2,79 | |
| Итого: | 12,74 | |||
5.3. Расчёт суммарной нагрузки с учётом КРМ на стороне 10 кВ
Активная расчетная нагрузка на стороне 10 кВ определяется по формуле
,
где Pр.0,4S – суммарная активная расчетная нагрузка низковольтных потребителей, кВт (табл. 3.2);
Pр.10S – суммарная активная расчетная нагрузка высоковольтных потребителей, кВт (табл. 3.4);
DPтS – суммарные потери активной мощности в цеховых трансформаторах, кВт (табл. 5.1);
DPку – потери активной мощности в конденсаторных установках, кВт (табл. 5.2).
Результаты расчёта дают следующий результат
кВт.
Реактивная расчетная нагрузка на стороне 10 кВ определяется по формуле
,
где Qр.0,4S – суммарная реактивная расчетная нагрузка низковольтных потребителей с учётом КРМ (табл. 4.6);
Qр.10S – суммарная реактивная расчетная нагрузка высоковольтных потребителей (табл. 3.4);
|
|
|
DQ тS – суммарные потери реактивной мощности в цеховых трансформаторах, (табл. 5.1).
Таким образом,
кВАр.
Проверим, есть ли необходимость компенсации реактивной мощности на стороне 10 кВ. Для этого определяем 
объекта электроснабжения
Поскольку это значение больше задаваемого энергосистемой (tg j Э=0,38) в период максимума нагрузки, то в сети 10 кВ есть необходимость дополнительно устанавливать высоковольтные конденсаторные батареи. Их установка может быть отнесена к числу наиболее важных мероприятий по повышению энергоэффективности проектируемой системы электроснабжения [7]. Требуемая суммарная мощность компенсирующих устройств Qк.у10, кВар определяется по формуле:
.
Применяя её, получаем
кВАр.
В качестве источников реактивной мощности целесообразно использовать две комплектные конденсаторные установки (по одной на каждую секцию) типа УКРМ ВАРНЕТ-А-10-3300 (Uном=10 кВ, Qном=3300 кВАр), т.е. суммарная компенсирующая мощность конденсаторных установок Qк.у10=2·3300=6600 кВАр.
Полная расчетная мощность нагрузки на шинах 10 кВ объекта электроснабжения определяется по формуле
и составляет 
кВА.
6. ВНЕШНЕЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ОБЪЕКТА
6.1. Выбор числа и мощности трансформаторов питающей подстанции 110 кВ
В большинстве случаев внешнее электроснабжение объекта напряжением 10 или 6 кВ осуществляется от понижающей подстанции с входным напряжением 110 кВ. Подстанция может находиться как вне объекта электроснабжения, так и на его территории. В последнем случае она носит название главной понизительной подстанции (ГПП). Рассматриваемое в данном учебном пособии педприятие-прототип относится к предприятиям средней установленной мощности (т.е. мощность предприятия находится в пределах от 5 до 75 МВт). В связи с этим принимаем схему электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии, т.е. с одной ГПП. Проанализируем именно этот вариант, как наиболее типичный для промышленных предприятий России и используемый также для электроснабжения небольших городов и посёлков с населением 10-20 тыс. человек. В средних и крупных городах таких подстанций несколько, например, внешнее электроснабжение г. Владимира осуществляется через 7 подстанций 110 кВ.
Продолжим в качестве примера рассмотрение того же объекта электроснабжения, что и в предыдущих главах. Так как на предприятии преобладают потребители I и II категорий надёжности, ГПП предприятия должна выполняться двух трансформаторной. Номинальная нагрузка каждого трансформатора такой подстанции, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции. А именно, мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них, оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей. При аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов на 40% на время максимума, общей суточной продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 суток. На время перегрузки должны быть приняты меры по усилению охлаждения трансформатора (включены вентиляторы дутья, резервные охладители и т.д.).
Выбор номинальной мощности трансформатора ГПП производится с учетом его перегрузочной способности:
,
где S т.ном - номинальная мощность трансформатора, кВА;
S т.расч - расчетная мощность трансформатора, кВА.
,
где kЗ - коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме (принимаем kЗ=0,7).
кВА.
Из ряда стандартных мощностей понижающих трансформаторов выбираем трансформаторы номинальной мощностью S т.ном=25МВА. В этом случае коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы (в работе оба трансформатора) имеет значение
,
а в аварийном режиме (в работе один трансформатор)
< 1,4.
С учётом довольно большой требуемой мощности в качестве трансформаторов ГПП целесообразно выбрать современные трансформаторы с расщеплённой вторичной обмоткой [9]. Применение таких трансформаторов позволяет снизить токи короткого замыкания на стороне 10кВ. Выбираем трансформаторы типа ТРДН-25000/110 (трансформатор трехфазный с расщеплённой обмоткой, принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с устройством регулирования напряжения под нагрузкой), основные параметры которого приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1
Паспортные данные трансформатора ТРДН-25000/110
| Тип | Sт.ном , МВА | Номинальное напряжение, кВ | Потери, кВт | Напряжениекз, % | Ток х.х, % | ||
| ВН | НН | PКЗ | PХХ | ||||
| ТРДН-25000/110 | 25 | 115 | 11 | 120 | 25 | 10,5 | 0,65 |
Выбор места расположения ГПП
Обоснованный выбор типа и мощности трансформаторов ГПП, а также правильное размещение подстанции является основой для рационального построения системы электроснабжения.
Выбор места расположения подстанции осуществляется на основе генерального плана объекта электроснабжения, который, в свою очередь. определяется технологическим процессом производства, а также архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями. Выбор места расположения подстанции начинается с построения картограммы нагрузок [10]. Картограмма представляет собой размещенные на схематическом плане предприятия (рис. 2.1) окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам. За центры окружностей принимаются центры тяжести фигур, изображающих цеха на плане. Радиусы окружностей картограммы определяются по формуле
,
где m – масштаб, на основании которого строятся круговые диаграммы нагрузок структурных подразделений, например, цехов (обычно для нагрузки 0,4 и 10 кВ принимается значения m=0,5 кВА/мм2 ).
Координаты центра электрических нагрузок объекта электроснабжения для размещения источника питания (ГПП) можно определить по формулам:
 
|
где 
- координаты центра нагрузки i – го цеха;
S р i – расчётные нагрузки цехов.
Результаты расчетов для объекта, выбранного в этом учебном пособии в качестве примера, сведены в таблицу 6.2.
Таблица 6.2
Данные для построения картограммы электрических нагрузок
| № цеха | Наименование цеха | Sрнi, кВА | ri, мм | Xi, м | Yi, м | Sрвi ×Xi кВА×м | Sрвi×Xi кВА×м |
| Нагрузка 0,4 кВ | |||||||
| 1 | Цех механообработки | 2101,7 | 36,59 | 35 | 315 | 73559,5 | 662035,5 |
| 2 | Сборочно-производственный корпус №1 | 2474,5 | 39,70 | 180 | 315 | 445410 | 779467,5 |
| 3 | Сборочно-производственный корпус №2 | 877,49 | 23,64 | 215 | 85 | 188660,35 | 74586,65 |
| 4 | Сборочно-производственный корпус №3 | 1505,38 | 30,97 | 155 | 125 | 233333,9 | 188172,5 |
| 5 | Компрессорная | 466,52 | 17,24 | 290 | 315 | 135290,8 | 146953,8 |
| 6 | Котельная | 765,77 | 22,09 | 105 | 315 | 80405,85 | 241217,55 |
| 7 | Литейный цех | 594,35 | 19,46 | 300 | 50 | 178305 | 29717,5 |
| 8 | Цех лакокрасочный покрытий | 1603,1 | 31,95 | 180 | 255 | 288558 | 408790,5 |
| 9 | Электроремонтный цех | 235,75 | 12,25 | 180 | 185 | 42435 | 43613,75 |
| 10 | Ремонтно-механический цех | 214,93 | 11,70 | 60 | 185 | 12895,8 | 39762,05 |
| 11 | Деревообрабат. цех | 149,66 | 9,76 | 60 | 255 | 8979,6 | 38163,3 |
| 12 | Автотранспортное хозяйство | 143,32 | 9,55 | 300 | 255 | 42996 | 36546,6 |
| 13 | Складской комплекс | 206,49 | 11,47 | 80 | 70 | 16519,2 | 14454,3 |
| 14 | Лабораторный корпус | 289,12 | 13,57 | 155 | 75 | 44813,6 | 21684 |
| 15 | Административно-бытовой корпус | 56,01 | 5,97 | 180 | 25 | 10081,8 | 1400,25 |
| 16 | Водозабор | 30,31 | 4,39 | 300 | 125 | 9093 | 3788,75 |
| Нагрузка 10 кВ | |||||||
| 5 | Компрессорная | 1114,63 | 26,64 | 290 | 315 | 323242,7 | 351108,45 |
| 16 | Водозабор | 1393,29 | 29,79 | 300 | 125 | 417987 | 174161,25 |
| 7 | Литейный цех | 22285,89 | 119,14 | 300 | 50 | 6685767 | 1114294,5 |
| Итого: | 36508,21 | - | - | - | 9238334,1 | 4369918,7 | |
Расчёт по вышеприведённым формулам показывает, что центр электрических нагрузок находится в точке с координатами X0=253,05 м; Y0=119,7 м. На рис. 6.1 приведён схематический план предприятия с указанием расчётного расположения центра электрических нагрузок. По расчетным данным центр нагрузок предприятия находится на территории водозабора, поэтому место размещения ГПП смещаем выше и правее. Новые координаты центра ГПП: Х`0=300 м; Y`0=185 м.
Рис. 6.1. Расположение центра электрических нагрузок ГПП
Дата добавления: 2021-12-10; просмотров: 42; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!