Курсовая Иванов

	Таблица2.1		РасчетныйтокIр,А					17									312,7
			мощностьРасчетная		кВА		Sр,	151416									205,84148,38142,67
					Qр,кВар
					Рр,кВт
			КоэффициентКр					13									0,75
					nэ			12									27
			ЭффективноечислоЭ.П,.
			величиныРасчетные		ном	np		11109	250018,630	490026,0442	18,1497237,8	3005,193	625060,5535	4329,587,2	90,754,393,3	433255,2231,92	19777197,71190,22
					2
					кВар
					Ки*Рном*tgф,
					Ки*Рном,кВт
					tgф			8	0,62	0,62	0,48	1,73	1,73	1,33	1,33	1,73	1,04
					cosф			7	0,85	0,85	0,9	0,5	0,5	0,6	0,6	0,5	0,69
			использования,Ки					6	0,6	0,6	0,7	0,1	0,14	0,2	0,2	0,14	0,26
				Коэффициент
			Установленная мощность	приведеннаяк	Рном,общая			435	50 50	70 70	18 54	10 30	25250	12 36	5,516,5	19228	734,5
					наибольшего)
					(наименьшего-
					Э.П.
					Рномодного
			КоличествоЭ.П.					2	1	1	3	3	10	3	3	12	36
				Наименование узлов питания и групп электроприемников				1	№1	№2	№3-5	№6,17,36	№7-16	№18	№21-23	№24-35	ИТОГО
																			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док		Подп.		Дата						140211.65 ПЗ
																	12

Дата .Подп док № Лист .уч.Кол .Изм

ПЗ 65.140211

13

Лист

Таблица 2.2 - Расчет электрических нагрузок цехов

		КоличествоЭ.П.	Номинальная					Коэффициент использования, Ки			кВт,Рном*Ки	*tgРном*Киф, кВар	np	Эффективноечисло Э.П., nэ	Коэффициентрасчетной нагрузкиКр	кВт,Рр	кВар,рQ	кВА,рS	Расчетныйток Iр, А
			кВтmin,Р		кВтmax,Р	общая,Рном
				мощность							Расчетные величины					Расчетная мощность
	Наименование ЭП								cosф	tgф
													ном
													2
№	1	2	3		4	5	6		7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
1	Цех разделения воздуха	10	5		130	260	0,12		0,8	0,75	31,2	23,4	-	4	2,05	63,96	47,97	79,95	122
		260	3		30	2740	0,8		0,82	0,7	2192	1534,4	-	183	0,8	1753,6	1227,52	2140,54	3256
	Итого	270	3		130	3000		0,74	0,82	0,7	2223,2	1557,8		46	0,85	1889,72	1324,13	2307,46	3510
2	Цех сжигания серы	60	3		79	1180		0,2	0,64	1,2	236	283,2	-	30	0,75	177	212,4	276,48	421
		270	2		36	3600	0,85		0,85	0,62	3060	1897,2	-	200	0,8	2448	1517,76	2880,33	4381
	Итого	330	2		79	4780		0,69	0,83	0,66	3296	2180,4		121	0,8	2636,8	1744,32	3161,54	4809
3	Компрессорный цех	40	1,5		10	130		0,85	0,89	0,52	110,5	57,46	-	26	0,85	93,93	48,84	105,87	161
4	Насосная оборотного	120				500			0,89	0,52	425	221	-	91	0,8	340	176,8	383,22
	водоснабжения		3		11		0,85												583
5	Насосная промстоков	200	1,5		16	1200	0,85		0,89	0,52	1020	530,4	-	150	0,8	816	424,32	919,73	1399
6	Центральная котельная	90	5		48	1450	0,88		0,89	0,5	1276	638	-	60	0,8	1020,8	510,4	1141,29	1736
7	Хим. Водоочистка	70	3		25	570	0,87		0,87	0,57	495,9	282,66	-	46	0,85	421,52	240,26	485,18	738
8	Кузнечно-прессовый цех	36	5,5		70	734,5	0,26		0,69	1,04	190,22	197,71		27	0,75	142,67	148,38	205,84	313
	ИТОГО	1156	1,5		130	12365	0,73		0,85	0,63	9036,82	5665,4	-	190	0,8	7229,456	4554,55728	8544,53	12997

2.2. Расчет осветительных установок цехов методом удельной нагрузки на единицу площади цеха

При расчете необходимо учесть нагрузку искусственного освещения цехов и территории завода. Эта нагрузка определяется по удельной мощности освещения, по выражению:

					P F K			CO	10 3
					O
					QO Po tg
где F – освещаемая площадь, м 2 ; δ –						удельная				плотность осветительной на-
грузки, Вт/м2;
КСО– коэффициент			спроса осветительной нагрузки; tgφ – коэффициент
мощности осветительной нагрузки.
	Для освещения всех цехов используются дугоразрядные лампы (ДРЛ) с
cosφ=0.57 и (tgφ=1.44).
		Расчет освещения для цеха №1.
	Po F Kco 10 3 7225 16 0,95 10 3					109,82 кВт.
		Qo Po tg 109,82 1, 44 158,14 кВт.
	Расчеты для остальных помещений сведем в табл.2.3.
Таблица 2.3 – Расчет мощности освещения
№ по		Наименование потреби-												Qо,
ген-				F, м2	δ, Вт/м2		Ксо			Ро, кВт		cosφ	tgφ
плану		теля												кВар
1		2		3	4			5		6		7	8	9
1		Цех разделения воздуха		7225	16		0,95			109,82		0,57	1,44	158,14
2		Цех сжигания серы		4650	16		0,95			70,68		0,57	1,44	101,78
3		Компрессорный цех		3150	14		0,9			39,69		0,57	1,44	57,15
4		Насосная оборотного во-		1300	14		0,9			16,38		0,57	1,44	23,59
		доснабжения
5		Насосная промстоков		2062,5	14		0,9			25,99		0,57	1,44	37,43
6		Центральная котельная		4550	12		0,95			51,87		0,57	1,44	74,69
7		Хим. Водоочистка		3325	12		0,9			35,91		0,57	1,44	51,71
8		Кузнечно-прессовый цех		875	16		0,95			13,3		0,57	1,44	19,15
		ИТОГО								363,64				523,64

С учетом мощности освещения активные и реактивные нагрузки цехов определятся из выражения:

Рр 7229, 46 363, 64 7593,1кВт;

Qр 4554,56 523, 64 5078,2 кВар.

С учетом потерь в сети 0,4 кВ:

РрН 1, 034 7593,1 7851, 27 кВт;

QрН 1,1 5078, 2 5586, 02 кВар.

			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док Подп. Дата	140211.65 ПЗ
	14

2.3. Расчет числа цеховых трансформаторов

2.3.1. Расчет удельной плотности нагрузки низкого напряжения на территории размещения электроприемников предприятия и выбор желаемой номинальной мощности трансформаторов

Номинальные мощности трансформаторов (Sнтр) определяются плотностью нагрузки цехов (производств) и выбираются, как правило, одинаковыми для всей группы цехов (производств). Удельная плотность нагрузки определяется по формуле

	Smнн	,	(2.6)
	F П

где Smнн = 7851, 272 5586, 022			9635, 67 кВА – суммарная полная расчетная
низковольтная нагрузка зданий;

FП = 81420 м2 – площадь предприятия. По формуле (2.6) находим:

9635,8142067 0,118 кВА/м2,

следовательно, рекомендуемая мощность трансформаторов равна 1000 кВА.

2.3.2. Расчет минимально -допустимого числа цеховых трансформаторов по условию передачи активной мощности на напряжение 0,4 кВ

Стоимость комплектных ТП очень высока и поэтому при выборе средств компенсации реактивной мощности решающее значение имеет число установленных трансформаторов. Минимальное возможное число трансформаторов определяется по формуле

	Nmin			Рm	,	(2.7)
			m	Sн.тр

где Рm – расчетная активная мощность технологически связанных нагрузок (обычно принимается среднее Рсм за наиболее загруженную смену), МВт;

т – рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора; Sн.тр – номинальная мощность одного трансформатора, МВА.

Полученное значение Nmin округляется до ближайшего большего целого числа.

	Nmin	7851, 27	12.
		0, 7 1000

			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док Подп. Дата	140211.65 ПЗ
	15

2.4. Определение мощности компенсирующих устройств НН и

распределение комплектных конденсаторных установок (ККУ)

НН по ЦТП

Наибольшая реактивная мощность Q1, которая может быть передана в

сеть напряжением до 1 кВ из сети 6 кВ без увеличения числа трансформато-

ров, определяется как

Q (1,1 N

m

S

н.тр.

)2 Р2 .

(2.8)

1

m

Q

(1,1 12 0,7 1000)2

7851, 272 4871,87 кВар.

1

Определяем мощность БК на напряжение 0,4 кВ:

QНБК = ΣQрН – Q1 = 5586,02 – 4871,87 = 714,15 кВАр.

Мощность одной ККУ:

QНБК1 = 714,15/12 = 59,5 кВар.

На каждой из 6-ти подстанций установим на каждую секцию по одной

КБ типа АУКРМ-ЭМ 0,4-60-5 номинальной мощностью 60 кВар.

Фактическая мощность БК:

QНБК = 12*60 = 720 кВАр.

2.5. Определение результирующих нагрузок на стороне 6 -10 кВ

цеховых подстанций с учетом ККУ НН и потерь в

трансформаторах

Для каждой подстанции суммируются итоговые расчетные величины

К

Р , К

Р tg ,

2

,

если nэ определяется по выражению n

( рН )2

n P

, узлов

И Н

И Н

H

Э

рН2

n

питания, подключенных к сборным шинам низкого напряжения подстанции.

По средневзвешенному Ки и nэ определяется коэффициент расчетной нагрузки

Кр и расчетная силовая нагрузка на сборных шинах по выражениям:

PP KP KИ РН ;

QP KP KИ РН tg;

S

P

P2

Q2 .

P

P

Для двухтрансформаторных подстанций расчет электрической нагрузки

выполняется по подстанции целиком.

К расчетной мощности силовых электроприемников добавляются освети-

тельные нагрузки, с учетом потерь в трансформаторах определяется результи-

рующая нагрузка на стороне 6 - 10 кВ подстанции.

Потери активной мощности в трансформаторах

P P

К

2 P

(2.10)

Х . Х

З

К .З

где Рх.х

и Рк.з - соответственно потери холостого хода и короткого замыка-

ния, кВт. Принимаются согласно ГОСТ или техническим условиям;

Лист

140211.65 ПЗ

Изм. Кол.уч. Лист

№ док

Подп.

Дата

16

Кз - коэффициент загрузки трансформатора. Определяется расчетом электрических нагрузок.

Потери реактивной мощности в трансформаторах

Q Q	К 2	Q	(2.11)
Х . Х	З	НАГР

где ΔQX.X - потери холостого хода, квар. Определяются по выражению

Q	I	X . X	S	10 2 ;	(2.12)
X . X			T

ΔQнагр - нагрузочные потери, квар. Определяются по выражению

Q	е	S 10 2.	(2.13)
НАГР	К	T

Значения Iх.х и ек (в %) принимаются согласно ГОСТ или ТУ; ST - номинальная мощность трансформатора, кВ×А.

В [17, табл. 7.1] представлены при различных Кз потери активной и реактивной мощности в цеховых трансформаторах масляных герметичных по ГОСТ 16555-75.

Результирующие нагрузки для каждой цеховой трансформаторной подстанции рекомендуется заносить в формуляр Ф202-90 (табл. 2.4).

Подробные сведения и расчеты о распределении нагрузки цехов по трансформаторным подстанциям представлены в п.4.1.

Таблица 2.4 – Результирующие электрические нагрузки цеховых трансформаторных подстанций

		Коэф. реак-	Расчетная нагрузка			Количество и
			кВт	кВАр	кВА	мощность
	Наименование	тивной мощ-
						трансформ.
		ности tgφ
			Рр	Qp	Sp	шт., кВА
	1	2	3	4	5	6
	ТП1-ТП6					12*1000
	Силовая нагрузка 0,4	0,63	7229,46	4554,56	8544,53
	кВ
	Осветительная нагруз-	1,44	363,64	523,64	637,52
	ка
	Итого на стороне 0,4
	кВ без учета потерь в	0,67	7593,1	5078,2	9134,73
	сети 0,4 кВ
	Итого на стороне 0,4
	кВ с учетом потерь в		7851,27	5586,02	9635,67
	сети 0,4 кВ
	Мощность ККУ НН			-720
	Итого на стороне 0,4	0,62	7851,27	4866,02	9236,91
	кВ с учетом ККУ
	Потери в трансформа-	(Кз=0,77)	116,76	552
	торах
	Итого на стороне ВН	0,68	7968,03	5418,02	9635,58

			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док Подп. Дата	140211.65 ПЗ
	17

2.6. Расчет электрических нагрузок на напряжении 6 -10 кВ

2.6.1. Предварительная привязка потребителей 6 -10 кВ к распределительным или главным понижающим подстанциям, исходя из их территориального расположения и надежности электроснабжения

До выполнения расчета следует осуществить привязку потребителей 6- 10 кВ к распределительным или главным понижающим подстанциям, исходя из их территориального расположения и надежности электроснабжения, при этом надо стремиться к равномерной загрузке секций сборных шин 6-10 кВ.

Поскольку устанавливаем ГПП 110/6 кВ, то считать ЦЭН всего предприятия целесообразно, и поэтому ГПП установим в ЦЭН, который будет рассчитан ниже в соответствующем пункте.

Синхронные двигатели запитываем от центрального РУ 6 кВ, находящегося в ГПП. Трансформаторные подстанции будут запитываться по магистральной или радиальной схеме (это покажет технико-экономическое сравнение вариантов канализации электроэнергии на предприятии).

2.6.2. Определение расчетной нагрузки на сборных шинах 6-10 кВ РУ или ГПП методом коэффициентов расчетной активной нагрузки (в соответствии с РТМ 36.18.32.4-92)

Основными потребителями электроэнергии на напряжении 6-10 кВ являются электродвигатели, трансформаторные понижающие подстанции, преобразовательные подстанции и установки, термические электроустановки

[17].

Расчет электрических нагрузок производится по форме Ф636-92 (табл.

2.5).

Расчет присоединенных потребителей 6-10 кВ выполняется для каждого РУ 6-10 кВ. Расчетную нагрузку каждой секции сборных шин 6-10 кВ в нормальном режиме рекомендуется принимать как произведение общей нагрузки на коэффициент 0,6, учитывающий неравномерность распределения нагрузки по секциям сборных шин.

Запись электродвигателей в графы 1-4 производится построчно. В одну строку заносят электродвигатели одного назначения с одинаковыми Ки, tgφ и

Рн.

Графы 5, 6 для электродвигателей заполняются согласно справочным материалам. Значения коэффициентов загрузки указываются в графе 5 формуляра.

Для синхронных двигателей в графе 6 указывается номинальный коэффициент реактивной мощности.

			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док Подп. Дата	140211.65 ПЗ
	18

При отсутствии паспортных данных cosφ = 0,9.

Вграфах 7, 8 определяются расчетные величины КиРн (или КзРн) и КиРнtgφ (или КзРнtgφ) каждой характерной категории электродвигателей.

Генерируемая синхронными электродвигателями с номинальной мощностью до 2500 кВт и частотой вращения до 1000 мин-1 реактивная мощность не учитывается и в графе 8 проставляется прочерк. Для синхронных электро-

двигателей с номинальной мощностью свыше 2500 кВт или с частотой вращения свыше 1000 мин-1 независимо от номинальной мощности в графу 8 заносится со знаком минус номинальная реактивная мощность, равная Рнtgφ.

Вграфы 4, 5, 7, 8 формы дополнительно к данным по электродвигателям выписываются итоговые расчетные данные по каждой трансформаторной подстанции.

Определяются итоговые суммарные значения ΣРн, РΣ и QΣ (графы 4, 7,

8)всех потребителей 6-10 кВ и групповой средневзвешенный коэффициент использования Ки, который заносится в графу 5 итоговой строки.

Взависимости от значения средневзвешенного коэффициента использо-

вания Ки и числа присоединений к сборным шинам 6-10 кВ РУ или ГПП (без учета резервных электродвигателей) определяется коэффициент одновременности Ко по [17].

Результирующая нагрузка 6-10 кВ составляет

PP KO Р ;
QP KO Q ;	(2.14)

SP PP2 QP2 .

Результирующие нагрузки ГПП рекомендуется заносить в формуляр Ф220-90 (см. табл. 2.6). К расчетной электрической нагрузке 6-10 кВ добавляются электрические нагрузки сторонних потребителей и определяется расчетная мощность на границе балансового разграничения с энергосистемой, которая является исходной величиной для выполнения расчетов по определению мощности средств КРМ. С учетом мощности устанавливаемых средств КРМ осуществляется выбор мощности трансформаторов ГПП. При учете потерь в трансформаторах определяется результирующая нагрузка на стороне

35-220 кВ ГПП.

			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док Подп. Дата	140211.65 ПЗ
	19

	Таблица 2.5	РасчетныйтокIр,А
					кВА	Sр,
					Qр,кВар
		мощностьРасчетная			Рр,кВт		13161514													2888910978309051784
				нагрузкиКр			12													0,85
		Коэффициентрасчетной
					nэ		11
		ЭффективноечислоЭ.П,.
					ном	np	10
		Расчетные величины			2
					кВар
					Ки*Рном*tgф,
					Ки*Рном,кВт		8 9		7968,035418,02	832 0	1950 0	7312,53510		81253900		3900 0	1638 0	624 0	1638 0	33987,5312828,02
					tgф		7		0,68	0	0	0,48		0,48		0	0	0	0	0,38
					cosф		6		0,83	1	1	0,9		0,9		1	1	1	1	0,93
		использования,Ки					5			0,65	0,65	0,65		0,65		0,65	0,65	0,65	0,65	0,65
			Коэффициент
					Рном,общая
		Номинальная мощность			Рном		3 4		12365	3201280	10003000	1125011250		1250012500		15006000	6302520	320960	6302520	52395
		КоличествоЭ.П.					2		12	4	3	1		1		4	4	3	4	36
					Наименование ЭП		1		ТП1-ТП6	Цех разделения воздуха №1: СД	Цех разделения воздуха №1: СД	Цех разделения воздуха №1: блок Т-	Д	Цех разделения воздуха №1: блок Т-	Д	Компрессорный цех №3: СД	Насосная оборотного водоснабжения №4: СД	Центральная котельная №6: СД	Центральная котельная №6: СД	ИТОГО
							№		1	2	3		3		3	3	3	3	3

			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док Подп. Дата	140211.65 ПЗ
	20

Таблица 2.6

	Коэф. ре-	Расчетная нагрузка				Количество
		кВт	кВАр		кВА
						и мощ-
	активной
						ность
	мощности
						трансформ.
	tgφ
Наименование		Рр	Qp		Sp	шт. ´ кВА
	Результирующие нагрузки ГПП
ГПП 110/6 кВ						2´25000
Электр. нагрузка
предприятия на	0,38	28889,4	10977,97		30904,91
стороне 6 кВ
С учетом нерав-
номерности рас-
пределения на-	0,38	34667,28	13173,564		37085,89
грузки по сбор-
ным шинам
Итого на стороне	0,38	34667,28	13173,564		37085,89
6 кВ
Математическое
ожидание на-		31200,55	11856,21		33377,3
грузки
Потери в транс-
форматоре ГПП
(см. п.3.6)		166,42	2809,12
Итого на стороне	0,47	31366,97	14665,33		34625,98
110 кВ

			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док Подп. Дата	140211.65 ПЗ
	21