- •1.Расчет электрических нагрузок
- •1.1.Определение расчетных нагрузок до 1000 в
- •1.2.Расчет осветительной нагрузки
- •1.3. Построение картограммы нагрузок и определение координат центра электрических нагрузок
- •2.Расчет внутреннего электроснабжения
- •2.1.Выбор числа и мощности трансформаторов на трансформаторных подстанциях
- •2.2.Выбор и проверка сечения кабельных линий
- •3.Внешнее электроснабжение
- •3.1.Расчет нагрузки предприятия
- •3.2. Выбор напряжения внешнего электроснабжения
- •3.3Расчет мощности трансформаторов гпп и питающих линий
- •3.4.Расчет токов кз
- •3.5.Выбор оборудования на гпп
- •3.5.1.Выбор оборудования на ору 110 кВ
- •3.5.2.Выбор оборудования на ру 10 кВ
- •3.5.3. Выбор трансформатора собственных нужд.
- •3.5.4. Выбор средств электрических измерений.
- •3.6.Окончательный выбор кабельных линий
- •3.7.Баланс реактивной мощности
2.Расчет внутреннего электроснабжения
2.1.Выбор числа и мощности трансформаторов на трансформаторных подстанциях
Цель расчета - произвести выбор типа, числа и мощности трансформаторов, устанавливаемых на трансформаторных подстанциях (ТП), рассчитать компенсирующие устройства (КУ) на напряжение 0,4 кВ.
Расчет производится согласно методике, приведенной в /9, 10/ .
Исходные данные для проведения расчета:
-расчетная активная мощность цехов (силовая и осветительная нагрузка);
-реактивная мощность цехов;
-площади цехов.
Для питания низковольтных ЭП применим двухтрансформаторные комплектные трансформаторные подстанции (КТП), так как в цехах присутствуют ЭП I и II категории надежности. Выбираем для установки двухтрансформаторные комплектные промышленные подстанции, на номинальное напряжение на стороне ВН 10 кВ, на номинальное напряжение на стороне НН 0,4 кВ - типа 2КТП-СЭЩ®-П-ХХХ/10/0,4-03-ТЗ /11/. Для установки на КТП выбираем трансформаторы ТМГ .
Загрузка трансформатора на двухтрансформаторных ПС должна обеспечивать резервирование питания ЭП I и II категории надежности, подключенных к данной КТП. Для выбора коэффициента загрузки трансформатора в послеаварийном режиме используется приложение H /12/:
tw - длительность аварийной перегрузки, определяется по /9/. Для предприятия, работающего в 2 смены tав=8 ч.
вид охлаждения трансформатора ONAN-естественная циркуляция
масла.
температура окружающей среды внутри цеха Токр=20° - /9/.
Для этих данных коэффициент аварийной перегрузки βав=1,4 /12/.
В нормальном режиме работы βн = 0,7 - п.6.4.5 /9/.
Номинальная мощность трансформаторов выбирается в общем случае на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов. В проекте номинальная мощность трансформаторов выбирается исходя из значения расчетной мощности цеха и плотности нагрузки цеха. Выбранный трансформатор должен обеспечивать передачу, прежде всего, активной мощности, чтобы снизить число и мощность установленных трансформаторов.
Сначала произведем объединение цехов в группы, питаемые от одной КТП, для сокращения общего числа КТП. Эти группы имеют следующий состав:
первая группа - цеха № 1, 6, 9, 19;
вторая группа - цеха № 15, 17, 18;
третья группа - цеха № 3, 4, 16;
четвертая группа - цеха № 5, 7, 21;
пятая группа – цеха № 2, 11, 13, 14;
шестая группа – цеха № 8, 10, 12, 20.
Дальнейший расчет проведем для первого цеха, у остальных цехов расчет производится аналогично, исходные данные и результаты расчетов приведены в табл.2.1.
Первоначальный выбор числа и мощности трансформаторов производится по удельной плотности нагрузок и значениям расчетной нагрузки:
где Sp - полная расчетная мощность цеха, найденная с учетом, как силовой так и осветительной нагрузки, равная для первого цеха 122,1 кВА;
F - площадь цеха, равная 13000,7 м2.
По найденным значениям расчетной нагрузки цеха и Sуд выбираем к установке трансформаторы с Sном = 1000 кВА. Находим минимальное число трансформаторов для первого цеха как
где β - коэффициент загрузки, равный 0,7.
Таблица 2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП | ||||||||||
Исходные данные |
Расчетные величины | |||||||||
№ цеха |
QP0,4, квар |
βT |
FЦ, м2 |
PP0,4 , кВт |
Sp0,4, кВА |
Sуд, кВА/м2 |
SнТ, кВА |
NT |
№КТП | |
1 |
31,75 |
0,7 |
13000,70 |
117,90 |
122,10 |
0,009 |
1000 |
0,17 |
1 | |
2 |
736,55 |
0,7 |
3900,21 |
674,46 |
998,70 |
0,256 |
1000 |
0,96 |
5 | |
3 |
771,63 |
0,7 |
20421,94 |
782,53 |
1098,98 |
0,054 |
1600 |
0,70 |
3 | |
4 |
1017,14 |
0,7 |
9750,53 |
923,63 |
1373,92 |
0,141 |
1600 |
0,82 |
3 | |
5 |
1262,66 |
0,7 |
13650,74 |
1168,73 |
1720,53 |
0,126 |
1600 |
1,04 |
4 | |
6 |
777,47 |
0,7 |
18309,32 |
855,42 |
1155,94 |
0,063 |
1000 |
1,22 |
1 | |
7 |
631,33 |
0,7 |
9533,85 |
592,44 |
865,77 |
0,091 |
1600 |
0,53 |
4 | |
8 |
606,67 |
0,7 |
9533,85 |
512,20 |
793,98 |
0,083 |
1600 |
0,46 |
6 | |
9 |
19,05 |
0,7 |
9533,85 |
97,87 |
99,71 |
0,010 |
1000 |
0,14 |
1 | |
10 |
633,33 |
0,7 |
11917,31 |
564,38 |
848,31 |
0,071 |
1600 |
0,50 |
6 | |
11 |
557,77 |
0,7 |
24376,32 |
1154,73 |
1282,39 |
0,053 |
1600 |
1,03 |
5 | |
12 |
310,43 |
0,7 |
19501,06 |
469,01 |
562,44 |
0,029 |
1600 |
0,42 |
6 | |
13 |
123,93 |
0,7 |
12133,99 |
255,85 |
284,29 |
0,023 |
1000 |
0,37 |
5 | |
14 |
4,28 |
0,7 |
23238,76 |
183,14 |
183,19 |
0,008 |
1600 |
0,16 |
5 | |
15 |
11,20 |
0,7 |
4766,92 |
34,62 |
36,38 |
0,008 |
1000 |
0,05 |
2 | |
16 |
380,25 |
0,7 |
14084,10 |
638,69 |
743,31 |
0,053 |
1600 |
0,57 |
3 | |
17 |
493,87 |
0,7 |
4766,92 |
614,34 |
788,24 |
0,165 |
1000 |
0,88 |
2 | |
18 |
911,92 |
0,7 |
4766,92 |
806,22 |
1217,20 |
0,255 |
1000 |
1,15 |
2 | |
19 |
200,00 |
0,7 |
10725,58 |
225,08 |
301,10 |
0,028 |
1000 |
0,32 |
1 | |
20 |
90,00 |
0,7 |
9750,53 |
221,89 |
239,45 |
0,025 |
1600 |
0,20 |
6 | |
21 |
247,90 |
0,7 |
16684,24 |
491,76 |
550,71 |
0,033 |
1600 |
0,44 |
4 |
Далее для первой КТП выполним расчет значений мощности конденсаторных батарей, для остальных КТП расчет представлен в табл. 2.2. Расчетная активная нагрузка первой КТП определяется как
где Ррцi - расчетная активная нагрузка, включающая силовую и осветительную нагрузку, i-го цеха, кВт.
Расчетная реактивная нагрузка КТП определяется как
где Qрцi - расчетная реактивная нагрузка i-го цеха, квар.
Минимальное число трансформаторов
Принимаем число трансформаторов N = 2. Окончательный выбор первой КТП - 2КТП-СЭЩ®-П-1000/10/0,4-03-ТЗ.
Определяем реактивную мощность, которую можно пропустить через трансформаторы группы как
Таблица 2.2 Расчет мощности компенсирующих устройств | |||||||||
№КТП |
№Цеха с КТП |
Цеха, подключенные к КТП |
NT и ST |
PP, кВт |
Qp, квар |
QT, квар |
QKY, квар |
QKYФ, квар |
βфак |
1 |
6 |
1,9,19 |
2*1000 |
1296,27 |
1028,27 |
831,433 |
196,8366 |
300 |
0,74 |
2 |
17 |
15,18 |
2*1000 |
1455,18 |
1416,99 |
504,0374 |
912,9572 |
1200 |
0,74 |
3 |
16 |
3,4 |
2*1600 |
2344,85 |
2169,02 |
756,9637 |
1412,055 |
1800 |
0,74 |
4 |
7 |
5,21 |
2*1600 |
2252,93 |
2141,89 |
997,8004 |
1144,087 |
1400 |
0,74 |
5 |
14 |
2,11,13 |
2*1600 |
2268,19 |
1422,53 |
962,6102 |
459,9239 |
700 |
0,74 |
6 |
8 |
10,12,20 |
2*1600 |
1767,48 |
1640,43 |
1716,771 |
-76,3361 |
0 |
0,75 |
Определяем мощность компенсирующих устройств как
К установке принимаем конденсаторную батарею с номинальной мощностью Qкуф, равной 300 квар (одна батарея АУКРМ-0.4-300-50-УХЛ4 мощностью 300 квар /13/). В завершении расчета определяем фактический коэффициент загрузки КТП1 по следующей формуле:
Суммарная мощность низковольтных батарей конденсаторов
Qкн =300+1200+1800+1400+700=5400 квар.
Затем определяются потери мощности в трансформаторах, согласно методике, приведенной в /10/. Потери активной мощности в трансформаторах при передаче электроэнергии определяются как
где ∆РХХ и ∆РКЗ - соответственно потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;
βФ - коэффициент фактической загрузки трансформатора, определяется по табл.2.2.
Потери реактивной мощности в трансформаторах определяются как
где ∆Qxx и ∆Qhaгр - соответственно потери холостого хода и нагрузочные потери, квар.
Далее рассчитываются результирующие нагрузки цеховых КТП, с учетом силовой и осветительной нагрузок 0,4 кВ и потерь в трансформаторах и компенсации реактивной мощности. Результаты расчета приводятся в табл.2.3.
Определим потери для КТП №1. На ней установлены трансформаторы с номинальной мощностью 2*1000 кВА. Для них значения потерь /10/:
∆РХХ = 2,45 кВт, ∆РКЗ = 12,5 кВт, ∆QXX = 14 квар, ∆Qнагр = 55 квар.
Далее находим нагрузку на стороне ВН КТП №1 как:
где Р0,4 - активная нагрузка на стороне 0,4 кВ, выбирается по табл.2.2;
Q0,4 - реактивная нагрузка на стороне 0,4 кВ с учетом компенсации реактивной мощности, равная для первой КТП:
Q0,4 = Qр – Qкуф= 1028,27 - 300 = 728,27 квар.
Р = 1926,27 + 18,59 = 1314,86 кВт. Q = 728,27 + 88,24= 816,51 квар.
Таблица 2.3 Результирующие нагрузки КТП | |||||
Наименование |
Расчетная нагрузка |
N и SHT, штук и кВА | |||
РР, кВт |
QP, квар |
SP, кВА | |||
КТП №1 | |||||
Итого на стороне 0,4 кВ |
1296,27 |
728,27 |
|
2*1000 | |
Потери в трансформаторах |
18,59 |
88,24 |
|
| |
Итого на стороне ВН |
1314,86 |
816,51 |
1547,75 |
| |
КТП №2 | |||||
Итого на стороне 0,4 кВ |
1455,18 |
216,99 |
|
2*1000 | |
Потери в трансформаторах |
18,59 |
88,24 |
|
| |
Итого на стороне ВН |
1473,77 |
305,23 |
1505,05 |
| |
КТП №3 | |||||
Итого на стороне 0,4 кВ |
2344,85 |
369,02 |
|
2*1600 | |
Потери в трансформаторах |
26,31 |
143,14 |
|
| |
Итого на стороне ВН |
2371,16 |
512,16 |
2425,84 |
| |
КТП №4 | |||||
Итого на стороне 0,4 кВ |
2252,93 |
741,89 |
|
2*1600 | |
Потери в трансформаторах |
26,31 |
143,14 |
|
| |
Итого на стороне ВН |
2279,24 |
885,03 |
2445,04 |
| |
КТП №5 | |||||
Итого на стороне 0,4 кВ |
2268,19 |
722,53 |
|
2*1600 | |
Потери в трансформаторах |
26,31 |
143,14 |
|
| |
Итого на стороне ВН |
2294,50 |
865,67 |
2452,37 |
| |
КТП №6 | |||||
Итого на стороне 0,4 кВ |
1767,48 |
1640,43 |
|
2*1600 | |
Потери в трансформаторах |
26,31 |
143,14 |
|
| |
Итого на стороне ВН |
1793,80 |
1783,57 |
2529,59 |
|