--PAGE_BREAK--2.1 Характеристика потребителя электроэнергии
Потребителями электроэнергии являются электроприемники цеха- промышленное оборудование установленное в соответствии с технологией цеха.
1) Конвейеры SPн = 350 кВт.
2) Краны SPн = 250 кВт.
3) Металлообрабатывающие станки SPн = 200 кВт.
4) Вентиляторы SPн = 100 кВт.
5) Прочая нагрузка SPн = 200 кВт.
Согласно заданию нагрузки потребители второй категории составляют 60%.
Потребители 2 категории 40%.
Краны работают в повторно- кратковременном режиме, а остальные приемники в длительном.
2.2 Анализ электрических нагрузок
Электрические нагрузки отдельных электрических приемников цеха зависят от технологического режима работы проводимых механизмов, аппаратов.
Изменение электрических нагрузок электроприемников всех звеньев системы электроснабжения во времени изображают в виде графиков нагрузки.
Суточный график нагрузки приведен в таблице 1.
Таблица 1.
Номер ступени
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Продолжение таблицы 1.
Период времени, час
0-2
2-4
4-8
8-10
10-14
14-16
16-17
17-19
19-21
21-24
P, %, Pм
40
100
60
90
50
70
50
80
100
40
продолжение
--PAGE_BREAK--
По суточному графику нагрузки определяем
1) Суточный расход электроэнергии Waсут:
Wа сут=SPм ∙ tn сут = Р0-2 ∙ t0-2 + P2-4∙ t2-4 + P4--8∙ t4--8 + P8-10∙ t8-10+ P10-14·∙ t10-14+P14-16∙t14-16+P16-17∙t16-17+P17-19∙t17-19 + P19-21∙t19-21 + P21-24∙t21-24 = 2∙40+2∙100+4∙60+2∙90+4∙50+2∙70+1∙50+2∙80+2∙100+3∙40= 1570 кВт
где Wа сут — суточный расход электроэнергии
Рм — мощность каждого периода времени
tn сут — продолжительность каждого периода времени в сутки (час)
2) Определим коэффициент загрузки графика Кз.г.
Кз.г. = Wа сут / 2400= 1570 / 2400= 0,65 (2.1.)
Рабочие дни (3 смены по 8 часов) 300 дней
Траб = 300 ∙ 24 = 7200
Нерабочие дни- 65 дней Тнраб = 65 ∙ 24 = 1560
Таблица 2
Номер ступени
Р%, Рм
Число часов
Число часов в год tn год
1
40
2
300 х 2 = 600
2
100
2
300 х 2 = 600
3
60
4
300 х 4 = 1200
4
90
2
300 х 2 = 600
5
50
4
300 х 4 = 1200
Продолжение таблицы 2.
6
70
2
300 х 2 = 600
7
50
1
300 х 1 = 300
8
80
2
300 х 2 = 600
9
100
2
300 х 2 = 600
10
40
3
300 х 3 = 900
По годовому графику нагрузки определяется:
1) Годовой расход электроэнергии Wа год
Wа год =SРn∙ tnгод (2.2.)
где Wа год – годовой расход электроэнергии;
Рn– мощность каждого периода времени;
tnгод– продолжительность каждого периода времени в год (час)
Wа год = 40 ∙ 600 + 100 ∙ 600 + 60 ∙ 1200 + 90 ∙ 600 + 50 ∙ 1200 + 70 ∙ 600 + 50 ∙ 300 + 80 ∙ 600 + 100 ∙ 600 + 40 ∙ 900= 471000 кВт
1) Число часов, используемых максимумов нагрузки Тmax
Тmax=Wа год / Рn= 471000 / 100 = 4710 час (2.3.)
где Wа год – годовой расход электроэнергии
Рn – мощность каждого периода времени
2) Время максимума потерь t
t= (0,124 + Т / 10000)2 ∙ 8760 (2.4.)
где t— время максимальных потерь
Т — число максимальных нагрузок (час)
t= (0,124 + 1200 / 10000)2 ∙ 8760 = 521;
t= (0,124 + 900 / 10000)2 ∙ 8760 = 401;
t= (0,124 + 600 / 10000)2 ∙ 8760 = 296;
t= (0,124 + 300 / 10000)2 ∙ 8760 = 207;
продолжение
--PAGE_BREAK--2.3 Выбор рода тока и напряжения
Основными группами электроприемников, составляющими суммарную нагрузку объектов, являются электродвигатели производственных механизмов, сварочные установки, печные и силовые трансформаторы, электрические печи, выпрямительные установки, светильники всех видов искусственного света и др.
По роду тока различаются электроприемники, работающие: от сети переменного тока нормальной промышленной частоты f = 50 Гц; от сети
переменного тока повышенной или пониженной частоты; от сети постоянного тока.
По напряжению электроприемники классифицируются на две группы:
1) Электроприемники, которые могут получать питание непосредственно от сети 3,6 и 10 кВ.
2) Электроприемники, питание которых экономически целесообразно на напряжение 380-660 В.
Отдельные потребители электроэнергии исполняют для питания высокоскоростных электродвигателей токов повышенной частоты 180-400 Гц.
В данном цехе питание осуществляется от сети напряжением 380 В и частотой тока 50 Гц.
2.4 Расчет электрических нагрузок
Расчет электронагрузок производится с целью рассчитать электрочасть, т.е. выбрать электрические аппараты и токоведущие части на всех участках системы электроснабжения, а также для выбора числа и мощности трансформаторов, на которые должно быть равномерно распределена электрическая нагрузка.
Электрические нагрузки промышленных предприятий определяется выбор всех элементов системы электроснабжения. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации сетей.
Расчет начинают с определения максимальной мощности каждого электроприемника независимо от его технического процесса.
Расчет производится по формуле.
Pmax = SPном ∙ Kс (2.5.)
Где Pmax – максимальная расчетная мощность
Кс — коэффициент спроса
Рном – номинальная мощность приемника
Pmax = 350 ∙ 0,2 = 70 кВт.
Pmax = 250 ∙ 0,2 = 50 кВт.
Pmax = 200 ∙ 0,2 = 40 кВт.
Pmax = 100 ∙ 0,7 = 70 кВт.
Pmax = 200 ∙ 0,65 = 130 кВт.
Затем производится расчет средней мощности нагрузки по формуле
Рсм=Рmax∙Кз.г. (2.6.)
где Рсм – средняя мощность нагрузки (кВт)
Рmax – максимальная активная мощность (кВт)
Кз.г. – коэффициент загрузки графика
Рсм =70 ∙ 0,57 = 39,9 кВт.
Рсм = 50 ∙ 0,57 = 28,5 кВт.
Рсм = 40 ∙ 0,57 = 22,8 кВт.
Рсм = 70 ∙ 0,57 = 39,9 кВт.
Рсм = 130 ∙ 0,57 = 74,1 кВт.
Рассчитать реактивную среднюю мощность по формуле
Qсм = Рсм ∙ tg j (2.7.)
где Qсм – реактивная средняя мощность (кВар)
Рсм – средняя мощность нагрузки (кВт)
Qсм = 39,9 ∙ 1,73 = 69 кВар.
Qсм = 28,5 ∙ 1,73 = 49,3 кВар.
Qсм = 22,8 ∙ 1,33 = 30,3 кВар.
Qсм = 39,9 ∙0,75 = 29,9 кВар.
Qсм = 74,1 ∙ 0,86 = 63,7 кВар .
Реактивная максимальная мощность Qmax
Qmax = Qсм (2.8.)
где Qсм – реактивная средняя мощность (кВар)
Qmax – реактивная максимальная мощность (кВар)
Qmax = 69 кВар.
Qmax = 49,3 кВар.
Qmax = 30,3 кВар.
Qmax = 29,9 кВар.
Qmax = 63,7 кВар.
Определим сумму активной и реактивной мощности
SPmax = Pmax1+Pmax2+Pmax3+Pmax4+Pmax5 (2.9.)
где SPmax – сумма активной мощности (кВт)
Pmax1- Pmax5 – максимальная активная мощность (кВт)
SPmax = 39,9+28,5+22,8+39,9+74,1= 205,2 кВт
SQmax=Qmax1+ Qmax2 + Qmax3 + Qmax4 + Qmax5 (2.10.)
где SQmax – сумма максимальной реактивной мощности (кВар)
Qmax1- Qmax5 – максимальная реактивная мощность (кВар)
SQmax = 69+49,3+30,3+29,9+63,7= 242,2 кВар
Полная максимальная мощность Smax
Smax = (2.11)
Где Smax – полная максимальная мощность (кВ∙А)
SPmax – сумма максимальной активной мощности (кВт)
SQmax – сумма максимальной реактивной мощности (кВар)
Smax = √205,22 + 242,22 = 317,4 кВ∙А
продолжение
--PAGE_BREAK--2.5 Компенсация реактивной мощности
Электрическая сеть представляет собой единое целое, и правильный выбор средств компенсации для сетей промышленного предприятия напряжением до 1000 В, а так же в сети 6-10 кВ можно выполнить при совместном решении задач.
На промышленных предприятиях основные потребители реактивной мощности присоединяются к сетям до 1000 В. Компенсация реактивной мощности потребителей может осуществляться при помощи синхронных двигателей или батарей конденсаторов, присоединенных непосредственно к сетям до 1000 В, или реактивная мощность может передаваться в сети до 1000В со стороны напряжением 6-10 кВ от СД, БК, от генераторов ТЭЦ или сети энергосистемы.
При выборе компенсирующих устройств подтверждается необходимость их комплексного использования как для поддержания режима напряжения в сети, так и для компенсации реактивной мощности.
Мощность Qкб компенсирующего устройства (кВар) определяется как разность между фактической наибольшей реактивной мощностью Qм нагрузки потребителя и предельной реактивной мощностью Qэ представляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:
Qкб = Qм – Qэ = Pmax [(tg jм- tg jэ)] (2.12)
где Qкб – расчетная мощность конденсаторной установки (кВар)
Qм – средняя активная нагрузка по цеху за максимально загруженную смену (кВар)
Qэ – реактивная мощность передаваемая предприятию из энергосистемы (кВар)
Рассчитаем мощность конденсаторной установки, для этого воспользуемся формулой:
Qкб= 205,2 ∙ (0,73 — 0,33) = 82,1 кВар (2.12)
Sм = (2.13)
где Sм – полная мощность конденсаторной установки (кВ∙А)
SPmax – суммарная активная мощность (кВт)
SQmax – суммарная реактивная максимальная мощность (кВар)
Qкб – мощность конденсаторной установки (кВар)
Sм =√205,22 + (242,2-81,1)2 = 260,3 кВ∙А
2.6 Выбор типа и числа подстанций. Выбор числа и мощности трансформаторов
Выбор типа и схемы питания подстанций, а также числа трансформаторов обусловлен величиной и характером электрических нагрузок.
ТП должны размещаться как можно ближе к центру потребителей. Для этого должны применяться внутрицеховые подстанции, а также встроенные в
здание цеха или пристроенные к нему ТП, питающие отдельные цехи (корпуса) или части их.
ТП должны размещаться вне цеха только при невозможности размещения внутри него или при расположении части нагрузок вне цеха.
Число и мощность трансформаторов выбираются по перегрузочной способности трансформатора. Для этого по суточному графику нагрузки потребителя устанавливается продолжительность максимума нагрузки t (4) и коэффициент заполнения графика Кз.г. = Sср / Smax, где Sср и Smax – средняя и максимальная нагрузка трансформатора. По значениям Кз.г. и t определяется коэффициент кратности допустимой нагрузки [1; стр. 222]
Кн = Smax / Sном = Imax / Iном (2.14)
В данном проекте Кн = 1,23
Кн = 1,16 т.к. tmax = 4
Рассчитаем номинальную мощность трансформатора с учетом коэффициента кратности допустимой нагрузки и максимальной мощности с учетом расчетной мощности конденсаторной батареи
Sном тр-ра = Smax / Кн = 260,3 / 1,16 = 224,4 кВ∙А (2.15)
Произведем технико-экономическое сравнение между трансформатором типа ТМ 160/10 и ТМ 250/10
SII =0,4 ∙ Smax = 0,4 ∙ 260,3 = 104,1 (2.16)
0,4 т.к. SII = 40%
1) Smax / 2 Sнт = 260,3 / 320 = 0,81 (2.17)
2) Smax / 2 Sнт = 260,3 / 500 = 0,52 (2.18)
Решения для заполнения таблицы трансформатора типа ТМ 250/10
t находится по формуле t = (0,124+Тст/10000)2 ∙ 8760
t1 = (0,124 + 600 / 10000)2 ∙ 8760 = 296; t2 = 296;
t3 = (0,124 + 1200 / 10000)2 ∙ 8760 = 521; t4 = 296; t5 = 521; t6 = 296;
t7 = (0,124 + 300 / 10000)2 ∙ 8760 = 207;
t8 = 296; t9 = 296;
t10 = (0,124 + 900 / 10000)2 ∙ 8760 = 401;
Кзт – коэффициент загрузки трансформатора, определяется в два действия:
1) К = Smax / 2 Sнт = 260,3 / 500 = 0,52 (2.19)
2) Кзт1 = Р% / К = 0,4 / 0,52 = 0,7
Кзт2 = 1/0,52 = 1,92 Кзт8 = 0,9/0,52 = 1,73
Кзт3 = 0,6/0,52 = 1,15 Кзт9 = 1/0,52 = 1,92
Кзт4 = 0,9/0,52 = 1,73 Кзт10 = 0,4/0,52 = 0,77
Кзт5 = 0,5/0,52 = 0,96
Кзт6 = 0,7/0,52 = 1,35
Кзт7 = 0,5/0,52 = 0,96
Данные трансформаторов по потерям приведены в таблице 3.
Таблица 3
Тип трансформатора
Потери кВт
Iх%
Uк%
Цена трансформатора, руб.
DРхх
DРк
ТМ-160/10
0,45
3,1
1,9
4,5
30000
ТМ-250/10
0,61
4,2
1,9
4,5
40000
DW1.1 = n [(D Pхх + Кип ∙ Iх / 100 х Sнт) ∙ Тгод + Кз2 (D Рк + Кип ∙ Uк / 100 ∙ ∙ Sнт) t] = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 0,72 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) 296] = 2847 кВт∙ч/год
D W1.2 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,922 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 12923 кВт∙ч/год
D W1.3 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 1200 + 1,152 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/ 100 ∙ 250) ∙ 521] = 9942 кВт∙ч/год
D W1.4 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,732 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 10736 кВт∙ч/год
D W1.5 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 1200 + 0,962 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 521] = 7717 кВт∙ч/год
D W1.6 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,352 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 7047 кВт∙ч/год
D W1.7 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 300 + 0,962 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 207] = 2683 кВт∙ч/год
DW1.8 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,732 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 10737 кВт∙ч/год
DW1.9 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 600 + 1,922 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 296] = 12923 кВт∙ч/год
DW1.10 = 2 [(0,61 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 250) ∙ 900 + 0,772 (4,2 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 250) ∙ 401] = 4485 кВт∙ч/год
Решение для заполнения таблицы трансформатора ТМ 160/10 t — будет с такими же значениями, как и у трансформатора типа ТМ 250/10
Кзт – коэффициент загрузки трансформатора определяется в два действия:
К = Smax / 2 Sнт = 260,3 / 320 = 0,81
2) Кзт1 = Р% / К = 0,4 / 0,81 = 0,49
Кзт2 = 1/0,81 = 1,23 Кзт8 = 0,9/0,81 = 1,11
Кзт3 = 0,6/0,81 = 0,74 Кзт9 = 1/0,81 = 1,23
Кзт4 = 0,9/0,81 = 1,11 Кзт10 = 0,4/0,81 = 0,49
Кзт5 = 0,5/0,81 = 0,62
Кзт6 = 0,7/0,81 = 0,86
Кзт7 = 0,5/0,81 = 0,62
D W2.1 = n [( Pхх +Кип ∙ Ix/100 ∙ Sнт) ∙ Тгод + Кз2 ( DРк + Кип ∙ Uк/100 ∙ Sнт) t] = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 0,492 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 1448 кВт∙ч/год
D W2.2 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 1,232 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 4326 кВт∙ч/год
DW2.3 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 1200 + 0,742 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 521] =3989 кВт∙ч/год
DW2.4 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 1,112 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙
296] = 3691 кВт∙ч/год
DW2.5 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 1200 + 0,622 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 521] = 3340 кВт∙ч/год
DW2.6 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙160) ∙ 600 + 0,862 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 2577 кВт∙ч/год
DW2.7 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 300 + 0,622 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 207] = 1060 кВт∙ч/год
DW2.8 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 1,112 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 3691 кВт∙ч/год
DW2.9 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 600 + 1,232 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 296] = 4326 кВт∙ч/год
DW2.10 = 2 [(0,45 + 0,1 ∙ 1,9/100 ∙ 160) ∙ 900 + 0,492 (3,1 + 0,1 ∙ 4,5/100 ∙ 160) ∙ 401] = 2093 кВт∙ч/год
n – количество трансформаторов
DР – паспортные данные трансформатора на холостом ходе
Кип – коэффициент равен 0,1 кВт/кВар
Ix – ток на холостом ходе трансформатора, выбирается по таблице
Sнт – номинальная мощность трансформатора
Тгод – период, умноженный на 300
DРк – потери КЗ трансформатора
Uк – потери КЗ трансформатора
D Wгод для трансформатора ТМ250/10
D Wгод = DW1 + DW2 + DW3 + DW4 + DW5 + DW6 + DW7 + DW8 + DW9 + DW10 = 2847 + 12923 + 9942 + 10736 + 7717 + 7047 + 2683 + 10737 + 12923 + 4485 = 82040 кВтч/год
D Wгод для трансформатора ТМ160/10
DWгод = DW1 + DW2 + DW3 + W4 + DW5 + DW6 + DW6 + DW7 + DW8 = 1448 + 4326 + 3989 + 3691 + 3340+ 2577 + 1060 + 3691 + 4326 + 2093 = 30541 кВтч/год
Экономическое сравнение трансформаторов рассчитывается по обоим вариантам.
Сэ = Са + Стр + Сп = Ка / 100 ∙ К + Ктр / 100 ∙ К + Ц ∙ DWгод
где К – капитальные затраты
Сэ – ежегодная стоимость эксплуатационных расходов
Са – стоимость амортизационных отчислений
Ка – процент отчислений на амортизацию 6,3ч6,4 %
Стр – ежегодная стоимость текущего ремонта
Ктр – процент отчислений на текущий ремонт 1%
Сп – стоимость годовых потерь электроэнергии
Ц – цена 1 кВт часа активной электроэнергии 1,35 руб.
Для трансформатора ТМ 250/10
Сэ1 = 6,3/100 ∙ 80000 + 1/100 ∙ 80000 + 1,35 ∙ 82040 = 116594 руб.
Для трансформатора ТМ 160/10
Сэ2 = 6,3/100 ∙ 60000 + 1/100 ∙ 60000 + 1,35 ∙ 30541 = 45610 руб.
Ток = К2 – К1 / Сэ1 – Сэ2 = 124600 – 80720 / 116594 – 45610 = 0,62
По этому, в данном проекте выгодно и экономично использовать трансформатор типа ТМ 160/10, т.е. данный проект используется 2 х 160.
Суточный трансформатор ТМ250/10
DРх = DРк Iх.х. = %Uк = %
№
Период часов
Количество часов
Р мощн. в %
Т длит. ступени
t
Кзг
D
W =
n [(
D
Pxx + Кип х
Ix
x
Sнт)Тгод + + Кзт(
DРкз + Кип х
Uк х
Sнт)
t]
1
0-2
2
40
600
296
0,49
1448
2
2-4
2
100
600
296
1,23
4326
3
4-8
4
60
1200
521
0,74
3989
4
8-10
2
90
600
296
1,11
3691
5
10-14
4
50
1200
521
0,62
3340
6
14-16
2
70
600
296
0,86
2577
7
16-17
1
50
300
207
0,62
1060
8
17-19
2
80
600
296
1,11
3691
9
19-21
2
100
600
296
1,23
4326
10
21-24
3
40
900
401
0,49
2093
Суточный трансформатор ТМ160/10
DРх = DРк Iх.х. = %Uк = %
№
Период часов
Количество часов
S мощн. в %
Т длит. ступени
t
Кзг
D
W =
n [(
D
Pxx + Кип х
Ix
x
Sнт)Тгод + + Кзт(
DРкз + Кип х
Uк х
Sнт)
t]
1
0-2
2
40
600
296
0,49
1448
2
2-4
2
100
600
296
1,23
4326
3
4-8
4
60
1200
521
0,74
3989
4
8-10
2
90
600
296
1,11
3691
5
10-14
4
50
1200
521
0,62
3340
6
14-16
2
70
600
296
0,86
2577
7
16-17
1
50
300
207
0,62
1060
8
17-19
2
80
600
296
1,11
3691
9
19-21
2
100
600
296
1,23
4326
10
21-24
3
40
900
401
0,49
2093
продолжение
--PAGE_BREAK--2.7 Расчет и выбор питающих и распределительных сетей до 1000В
Для этого определяем Sпо формуле:
Sм = (2.22)
1) Sм = кВа
2) Sм = кВа
3) Sм = кВа
4) Sм = кВа
5) Sм = кВа
Sм – максимальная мощность электроприемника
Pmax– активная мощность электроприемника
Qmax– реактивная мощность электроприемника
Находим ток для каждого приемника по формуле:
I = Sн/ Uн (2.23)
1) I = 98,29 / 657,4 = 149,5 А
2) I = 70,28 / 657,4 = 106,9 А
3) I = 50,18 / 657,4 = 76,3 А
4) I = 72,11 / 657,4 = 109,7 А
5) I = 144,76 / 657,4 = 220,2 А
Iр – рабочий ток на низкой стороне
Uн – номинальное напряжение
Sн – номинальная мощность
Рассчитаем Sэ по формуле:
Sэ = I/ j (2.24)
Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с алюминиевыми жилами j= 1,4
1) Sэ = 149,5 / 1,4 = 106,8
2) Sэ = 106,9 / 1,4 = 76,4
3) Sэ = 76,3 / 1,4 = 54,5
4) Sэ = 109,7 / 1,4 = 78,4
5) Sэ = 220,2 / 1,4 = 157,3
Sэ – экономическое сечение кабеля
I– рабочий ток
j– экономический коэффициент
Выберем СП и СПУ для каждого приемника:
1) Сборка I= 149,5 А СПУ 75 проходит по току 250 А
2) Сборка I= 106,9 А СПУ 75 проходит по току 250 А
3) Сборка I= 76,3 А СПУ 75 проходит по току 250 А
4) Сборка I= 109,7 А СПУ 75 проходит по току 250 А
5) Сборка I= 220,2 А СПУ 75 проходит по току 250 А
Выберем сечение из подсчитанных данных по формуле:
Iдл = 0,9 ∙ Iq (2.25)
Iq– Эл. ток
1. S= 100 мм2
Iдл = 0,9 ∙ 170 = 153 А
2. S= 95 мм2
Iдл = 0,9 ∙ 140 = 126 А
3. S = 35 мм2
Iдл= 0,9 ∙ 95 = 85,5 А
4. S = 95 мм2
Iдл = 0,9 ∙ 95 = 85,5 А
5. S= 120 мм2 два кабеля по 120мм2
Iдл = (0,9 ∙ 200) ∙2 = 360 А
продолжение
--PAGE_BREAK--2.8 Расчет и выбор внутриплощадочной сети выше 1000В
Для того чтобы выбрать внутриплощадочную сеть выше 1000В надо рассчитать по формуле:
Sвн = (2.26)
Sвн – мощность на высоком напряжении кВ∙А
Pвн – активная мощность на высоком напряжении кВт
Qвн – реактивная мощность на высоком напряжении кВа
Определяем активную и реактивную мощность на высокой стороне:
Pвн = Pmax+ DP (2.27)
Qвн=Qmax+ DQ (2.28)
Pmaxи Qmaxберется из п.2.4 но для этого рассчитаем прочую нагрузку и добавим к другим значениям:
Pmax = Smax x cosj (2.29)
Qmax = Pmax x tgj (2.30)
где Pmax– максимальная активная мощность
Qmax– максимальная реактивная мощность
Smax– максимальная прочая нагрузка
cosj— средний косинус
tgj— средний тангенс от среднего косинуса
DP= 0,02 ∙ 2Sнт =0,02∙ 320 = 6,4 кВт (2.31)
DQ= 0,1 ∙2Sнт = 0,1 ∙ 320 = 32 кВар (2.32)
Рвн = 205,2 + 6,4 = 211,6 кВт
Qвн = 242,2 + 32 = 274,2 кВа
Sвн = кВ∙А
Найдем ток на высоком напряжении по формуле:
Iвн=Sвн/ Uн (2.33)
Iвн – ток на высоком напряжении
Sвн – полная мощность
Uн – напряжение на высокой стороне, равной 6 кВ
Iвн = 346,3 / 1,73 ∙ 6 = 33,3 А
Рассчитаем сечение нужное для внутриплощадочной сети
Sэ = Iвн / jэ (2.34)
Sэ = 33,3 / 1,4 = 23,8
Выбираем сечение S= 25 мм2
2.9 Расчет токов короткого замыкания
В электрических установках могут возникать различные виды коротких замыканий, которые сопровождаются с резким увеличением тока. Все электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом величин этих токов.
Основными причинами возникновения коротких замыканий в сети могут быть: повреждение изоляции отдельных частей электроустановок; неправильные действия обслуживающего персонала; перекрытия токоведущих частей установок.
Короткое замыкание в сети может сопровождаться: прекращением питания потребителей, присоединенных к точкам, в которых произошло короткое замыкание; нарушение нормальной работы других потребителей, подключенных к неповрежденным участкам сети, вследствие понижения напряжения на этих участках; нарушением режима работы энергетической системы.
Рассмотрим расчет токов короткого замыкания данного проекта.
Для вычисления токов короткого замыкания по расчетной схеме составляют схему замещения, в которой указывают сопротивления всех источников и потребителей, и намечают вероятные точки для расчета токов короткого замыкания.
В данном проекте за базисное напряжение принимается номинальное напряжение Uном = 110 кВ, а за базисную мощность Sб = 100кВ∙А
Схема представляет собой систему неограниченной мощности. В данном случае для трансформаторов, напряжением короткого замыкания Uк = % (дается в каталогах) Uк = 10,5%
Для удобства расчетов токов короткого замыкания применим упрощенную схему замещения для точки К1 (индуктивная)
Расчет токов короткого замыкания произведен в относительных единицах.
-Хвл = x = = 0,008 (2.35)
х = х0l1= 0,099 ∙ 10 = 0,99 (2.36)
Uном=115 т.к. это Uном воздушных линий
-Хтр-ра = х = = (2.37)
х – определяется по величине Uк (Uк 10-3)
Sном = 16 т.к. – это число и мощность трансформаторов ГПП = 2х16000
Хкабеля = хкаб = = (2.38)
Хкаб = 0,08 т.к. для кабельных линий U-ем 6-20 кВ величина х = 0,08 Ом/км
Упрощенная схема замещения для точки К1 (активная)
Rвл = r= = 0,035 (2.39)
r= rl1= 0,43 ∙ 10 = 4,3 (2.40)
r= 0,43 при решении активного сопротивления данного трансформатора, этим сопротивлением можно пренебречь.
-Rкабеля = r= = (2.41)
для кабелей (кабельных линий) U-ем 6-20 кВ величина r= 0,26 Ом/км
Iб – базисный ток, определяемый по выбранной базисной мощности Sб
Iб = = = кА (2.42)
Z– полное сопротивление выраженное в относительных единицах и приведенное к базисной мощности
Z= (2.43)
SХ = 0,96 мОм
SR= 0,265 мОм
Z= мОм
Ток короткого замыкания для точки К1
Iкз1 = Iб / Z= 5,5 / 0,99 = 5,55 кА (2.44)
iударн = к Iк = 1,41 ∙ 1,35 ∙ 5,55 = 10,57 (2.45)
К = Sх / Sr= 0,96 / 0,265 = 3,9
Также как и для точки К1 составляем упрощенную схему для точки К2 (индуктивного сопротивления) и (активного сопротивления)
Сопротивление шин
R= 0,017 Ом/м; х0= 0,31 Ом/м
Sоткл. авт = 200 МВ∙А
Хсист = = = 60,5 мОм (2.46)
Rшин = rl= 0,017 ∙ 10 = 0,17
Х шин = х0l= 0,031 ∙ 10 = 0,31
Iкз2 = = = 5,08 кА (2.47)
SR= 0,435 мОм
SХ = 60,81 мОм
Z= = = 60,8 мОм
= 139,7
I уд = к Iк = 1,41 ∙ 1,3 ∙ 5,08 = 9,3 кА
продолжение
--PAGE_BREAK--