Разработка электроснабжения

 

2.3 Расчет компенсирующего устройства

 

Для определения средневзвешенного коэффициента мощности определяем величины годового расхода активной и реактивной энергии

 

WГОД = WС + WО (2, с. 69) (13)

 

VГОД = VС + VО (2, с. 69) (14)

где WС ,VС – годовой расход активной и реактивной энергии

 

Годовой расход электроэнергии силовыми приемниками

 WС =РСМ * ТС (2, с. 69) (15)

 VС = QСМ *ТС (2, с. 69) (16)

где ТС - годовое число часов работы оборудования, при двухсменной работе по табл. 2. 20 (2)

WС = 47,95 * 3950 = 189402,5 кВт ч

VС = 69,87 * 3950 = 275986,5 квар ч

 

Годовой расход электроэнергии на освещение

WО = РРО * ТО СР (2, с. 69) (17)

VО = QРО * ТО СР (2, с. 69) (18)

где ТО СР = 1600 ч – по табл. 2. 20 (2)

WО = 22,98 * 1600 = 36768 кВт ч

VО = 7,58 * 1600 = 12128 квар ч

WГОД = 189402,5 + 36768 = 226170,5 кВт ч

VО = 275986,5 +12128 = 288114,5 квар ч

 

Средневзвешенный коэффициент мощности

 

cos φ CР ВЗВ = Wгод (2, с. 69) (19)

 √ WГОД2 * VО2

 

cos φ CР ВЗВ = 226170,5 = 0,61

 √226170,52 +288114,52

 

Определяем мощность компенсирующего устройства

 

QКУ = QМ – QЭ, (2, с. 125) (20)

где QМ = РМ * tgℓМ; РМ – мощность активной нагрузки предприятия в часы максимума энергосистемы, принимая по РСМ наиболее загруженной смены;

QЭ – мощность, предоставленная энергосистемой

 

QКУ = РСМ (tgℓСР ВЗВ - tgℓЭ) (2, с. 125) (21)

QКУ = РСМ * tgℓСР ВЗВ + РДОП * tgℓДОП – (РСМ + РДОП ) * tgℓДОП

QКУ = (70,93 * 1,29 + 400 * 0,75)– (70,93 + 400) * 0,75 = 38,3квар

 

Для установки в КТП выбираем компенсирующие устройство типа КС2, 3 серия QК = 40 квар, U=0,4 кв, n= 1шт – табл. 3. 238 (4)

 

Мощность потребителей ТП с учетом компенсирующего устройства определяется по формуле

S МАХ КУ = √ ( РМАХ + РДОП)2 + [(РМАХ * tgℓСР ВЗВ+ РДОП * tgℓДОП) - QКУ ]2 (22)

S МАХ КУ = √ 94,912 +400)2 + [(94,91*1,29 + 400* 0,75) – 40]2 = 496 кВА

 

Коэффициент мощности с учетом компенсирующего устройства

 

cos φ КУ = Рмах * Рдоп , (23)

 S МАХ КУ

 

 cos φ КУ = 94,91* 400 = 0,99

 

4. Выбор числа и мощности трансформаторов

 

Трансформаторные подстанции должны размещаться как можно ближе к центру нагрузок. Это позволяет построить экономичную и надежную систему электроснабжения, так как сокращается протяженность сетей вторичного напряжения, уменьшается зона аварий, облегчается и удешевляется развитие электроснабжения, так как строят подстанции очередями по мере расширения производства.

По заданию проектируемая токарным цехом – потребитель 3 категории. Для потребителей 3 категории надежности электроснабжения допускается перерыв в электроснабжении, необходимый для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышающий 24 ч. выбираем однотрансформаторную подстанцию. Так как график нагрузки потребителей неизвестен, выбираем мощность трансформатора на основе расчетной максимальной нагрузки.

Условие выбора мощности трансформатора для однотрансформаторной подстанции

SНОМ М > S МАХ КУ (22)

 

Мощность трансформатора выбирается с учетом перегрузочной способности трансформатора. Суммарная перегрузка за счет суточной и летней недогрузок должна быть не более 300%.

Намечаем и сравниваем 2 варианта.

1 вариант –  трансформатор ТМ 630/10.

2. вариант – трансформатор ТМ 1000/10.

С учетом перегрузки трансформатора ТМ1000/10 на 30% условия выполняются

 

630 кВА > 496 кВА

Проведем технико-экономическое сравнение выбранных вариантов. Технические данные приведены в таблице 3.

 

Таблица 3

Тип тр-ра	Номи-нальная мощность кВА	Номинальное напряжение кВ		Потери мощности, кВТ		UКЗ   %	IО   %	Цена   У.е
		ВН	НН	РХХ	РКЗ
ТМ630	630	6	0,4	1,31	7,6	5,5	2	1600
ТМ1000	1000	6	0,4	2,45	12,20	5,5	1,4	2320

 

Определяем приведенные потери в трансформаторах.

Реактивные потери холостого хода

 QХХ = Iхх *Sном м (3, с. 41) (23)

 100

 QХХ1 = 2*630 = 12,6 квар

 100

 QХХ2 = 1,4 * 1000 = 14 квар

 100

Реактивные потери короткого замыкания

 QКЗ = Uкз * Sном м (3, с. 41) (24)

 100

 QКЗ = 5,5 *630 = 34,6 квар

 100

 QКЗ = 5,5 * 1000 = 55 квар

 100

 

Приведенные потери активной мощности при коротком замыкании

 

 РК’ = РК + КИН * QКЗ, (3, с. 41) (25)

 

где КИН = 0,06 кВТ/ квар

РК’1 = 7,6 + 0,06 * 34,6 = 8, 63 кВТ

РК’2 = 12,20 + 0,06 * 55 = 15,5 кВТ

 

Приведенные потери активной мощности при холостом ходе

 Р’ ХХ = РХХ + КИН * QХХ (3, с. 41) (26)

 

 Р’ХХ1 = 1,31+ 0,06 *12,6 = 2, 06

 Р’ХХ2 = 2,45+ 0,06 * 14 = 3,29

Полные приведенные потери мощности в трансформаторе

 Р= Р’ ХХ + КЗ2 * РК’ , (3, с. 41) (27)

где КЗ – коэффициент загрузки трансформатора

 КЗ = Sмах ку (28)

 Sном м

 

КЗ1 = 496 = 0,78

 630

КЗ2 = 496 = 0,496

 1000

 Р1 = 2, 06 +0,782 *8, 63 = 7,3 кВТ

 Р2 = 3,29 + 0,4962 * 15,5 = 7, 1 кВТ

Потери электроэнергии определяются

 W = Р * ТМАХ , (3, с. 42) (29)

где ТМАХ – годовое число использования максимума нагрузки

ТМАХ = Wгод (30)

 РМАХ

ТМАХ = 226170,5 = 2382,2 ч

 94,91

 W1 = 7,3 * 2382,2 =17390,06 кВТ ч

 

 W2 = 7, 1 * 2382,2 = 16913,62 кВТ ч

 

Стоимость потерь при СО = 1,7 руб/ кВТ ч

СП = СО * W (3, с. 42) (31)

 

СП1 = 1,7 * 17390,06 = 29563,102 руб

СП2 = 1,7 * 16913,62 = 28753,154 руб

 

Средняя стоимость амортизационных отчислений

СА = РА * К, (3,с. 42) (32)

где РА = 6,3% - по таблице 4.1 (2)

К – стоимость трансформатора

 

СА1 = 0,063 * 48000 = 3024 руб

СА2 = 0,063 * 69600 = 4384,8 руб

 

 Годовые расходы

 

СГОД = СП + СА (3, с. 42) (33)

СГОД 1= 29563,102 + 3024 = 32587,102 руб

СГОД 2 = 28753,154 + 4384,8 = 33137,954 руб

 

Суммарные затраты определяются

 

З = СГОД + 0,125 * К (3, с. 43) (34)

З1 = 32587,102 +0,125 *48000 = 38587,102руб

З2 = 33137,954 + 0,125 *69600 = 41837,954 руб

 

Расчетные данные вносим в таблицу сравнения технико–экономических показателей.

 

Таблица 4

Вариант	Потери электроэ- нергии W, кВТ ч	Стоимость трансформа-тора К, руб	Эксплуата-ционные расходы СГОД, руб	Амортиза- ционные отчисления СА, руб	Суммарные затраты З, руб
ТМ630	17390,06	48000	32587,102	3024	38587,102
ТМ1000	16913,62	69600	33137,954	4384,8	41837,954

 

 

Выбираем первый вариант, т. к. при нем меньше потери электроэнергии и суммарные затраты.

 

5. Расчет и выбор питающих линий высокого напряжения

 

Цеховая ТП получает питание по воздушной линии от городской ГПП. Расчет сечения ВЛЭП производим по экономической плотности тока

 

SЭ = Iрасч (2, с. 85) (35)

 JЭ

где SЭ – экономическое сечение провода;

 Iрасч – расчетный ток линии;

JЭ – экономическая плотность тока, по таблице 2.26 (2) JЭ = 1,0 А/мм2 с ТМ более 5000 ч.

Определяем расчетный ток линии

 

Iрасч = Sмах ку (36)

 √ 3 * U

Iрасч = 496 = 29,1 А

 √ 3 * 10

 

SЭ = 29,1 = 29,1 мм2

 

Минимальное сечение провода сталеалюминиевого провода АС по условию механической прочности

S = 35 мм2 – (1, табл. 2. 5.4) с IДОП = 130 (1, табл. 1.3.29), активное сопротивление RО = 0,91 Ом/ мм2 (2, табл. П4).

Выбранный провод АС – 35 проверяем по нагреву.

Должно выполняться условие

Iрасч < IДОП (37)

29,1А < 130 А

Проверку выбранного провода проводим по потери напряжения. Условие проверки

 UДОП > UРАСЧ, (38)

 

где UДОП – допустимая потеря напряжения, 5% (1, с. 146);

 UРАСЧ - расчетное значение потери напряжения.

 

 UРАСЧ = (10 5/ U 2НОМ * cos φ)( RО * cos φ +ХО) * ΣРℓ, (39) где RО – активное сопротивление на 1км длины линии, 0,91 Ом/км;

ХО – реактивное сопротивление на 1км длины линии 0,08 Ом/км;

cos φ, sin φ – коэффициенты мощности устройств с учетом установки компенсирующих устройств; 0,92; 0,39;

ΣР – максимальная расчетная мощность;

ℓ - длина кабельной (воздушной) линии.

 UРАСЧ = (10 5/100002 * 0,99)( 0,91 *0,99 +0,08 * 0,39) * 94,91* 2,5 = 2,2 %

 UДОП = 5% > UРАСЧ = 2,2 %

Условие проверки выполняется.

Выбираем шины на стороне ВН трансформаторной подстанции, алюминиевые прямоугольного сечения 15 *3, допустимый ток IДОП =165 А – (2, табл. П5)

Условие выбора по нагреву током

 

Iрасч < IДОП (40)

 

Выполняется , так как

 

Iрасч = 29,1А < IДОП =165 А

 

2.6 Расчет и выбор магистральных и распределительных сетей напряжением до 1000В (выбор аппаратов защиты и распределительных устройств, выбор марок и сечений проводников, типа шинопроводов)

 

Так как трансформаторная подстанция находится в помешении токарног цеха, то силовой пункт получает питание от шинопровода ТП по магистральной схеме. Сечение питающих кабелей определяют по расчетному максимальному току и условию нагрева

Iрасч < IДОП (41)

Так как IРАСЧ СП = 115,5 А, IРАСЧ ЩО = 37,44 А выбираем кабель АВВГ сечением S1 = 70 мм2 с IДОП =140 А; SЭ =10 мм2 с IДОП = 42 А – по таблице 2.8 (2), условие нагрева выполняется.

В качестве СП используется шинопровод, укомплектованные автоматическими выключателями ВА 51, которые защищают линии нагрузок от токов короткого замыкания.

Условия выбора занесены в таблицу 5.

рассмотрим токарно-револверный станок с данными РНОМ = 9 кВТ; IНОМ = 13,9 А ; IПУСК = 83,4 А .

 

Таблица 5

Условие выбора	Расчетное значение	Табличные значения ВА51
UНА > UУСТ	UУСТ = 380 В	UН = 500 В
IНА > IРАСЧ	IРАСЧ = 13,9 А	IНА = 100 А
IМЭА > IРАСЧ	IРАСЧ = 13,9 А	IМЭА =16 А
IЭМ > 1,25 IПУСК	1,25 IПУСК = 208,5 А	IЭМ = 1000 А

 

Для питания токарно-револверного станока выбирается провод АПВ 4(1*2,2) с IДОП = 19 А.

IДОП = 19 А. > IРАСЧ = 13,9 А

По соответствующему аппарату защиты

IДД = 19 А > КЗАЩ * IЗАЩ = 1*18 А

Условия выполнены. Для остального оборудования расчеты сведены в таблицу 6.

 

Таблица 6

Наименование электроприемников	Мощность РНОМ, кВТ	Ток IНОМ, А	Пуск. ток IПУСК, А
Шинопровод	71,93	115,5	-
Токарно- револверные станки	9	13,9	83,4
Кран –балки	3,36	5,2	31,2
Токарные станки с ЧПУ	5	7,7	46,2
Сверлильно-фрезерные станки	7,2	11,1	66,6
Кондиционер	5,5	8,5	51
Токарные станки с ЧПУ повышенной точности	7	10,8	64,8
Координатно- сверлильные горизонтальные станки	9,8	15,1	90,6
Строгальный станок	12	18,5	111
Сверлильно- фрезерные станки	4,2	6,5	39
Шлифовальный станок	8,5	13,1	78,6
Наждачный станок	3,2	4,9	29,4
Токарно многоцелевые прутково- патронные модули	15	23,2	139,2
Токарно вертикальные полуавтоматы с ЧПУ	30	46,4	278,4
Координатно- сверлильные вертикальные станки	8,7	13,4	80,4