46
Рс = Ки • Р
н
(1.8)
где Рс- среднесменная активная мощность за наиболее загруженную смену,
Ки=0,2 коэффициент использования,
Рс = 25,28 • 0,15 =3,792 кВт
Среднесменную реактивную мощность определим по формуле:
Qс = Рс•tg (1.9)
где tg
определяем по коэффициенту мощности cos=0,50; тогда tg
=1,732
Qс = 3,792•1,732=6,568 кВар
Рассчитаем полную мощность за наиболее загруженную смену:
Sс=
22
568,6792,3
=7,584 кВА.
Определим расчетную мощность для РП1:
Рр = Рс • Кр (1.10)
где Кр - коэффициент расчетной мощности, является функцией группового
коэффициента использования и эффективного числа электроприемников.
В нашем случае для РП1:
367,0
3,217
832,79
Рн
Рс
Кигр
(1.11)
2
2
н
с
э
Р
Р
n
(1.12)
6
э
n
для этих значений n
э
и Кигр коэффициент расчетной мощности равен
Кр=1.12
Рр =79,832•1,12=89,412 кВт
Qp = 1.1•QC= 1,1•23,784 =26,163 кВар
Sр=
22
163,26412,89
=93,161 кВА. (1.13)
Расчет для остальных РП сводим в таблицу 1.2
47
Таблица 1.2 – Распределение нагрузки по РП
N п/п
Наименование ЭП
Рном,
кВт
n
Прим.
Kи
cosϕ
tgϕ
Сменная
n
э
Кр
Максимальная
Рс,кВА
Qс,кВар
Sс,кВА
Рр, кВт
Qр, кВар
Sр, кВА
РП-1
РП-1
1
Кран-балка
25,28
1
ПВ=40%
0,15
0,50
1,732
3,792
6,568
7,584
2
Фрезерный станок
8
1
0,12
0,40
2,291
0,960
2,200
2,400
3
Фрезерный станок
8
1
0,12
0,40
2,291
0,960
2,200
2,400
4
Фрезерный станок
8
1
0,12
0,40
2,291
0,960
2,200
2,400
5
Фрезерный станок
8
1
0,12
0,40
2,291
0,960
2,200
2,400
15
Сушильный шкаф
40
1
0,65
1,00
0,000
26,000
0,000
26,000
16
Закалочная печь
30
1
0,65
1,00
0,000
19,500
0,000
19,500
17
Закалочная печь
30
1
0,65
1,00
0,000
19,500
0,000
19,500
18
Пресс
60
1
0,12
0,65
1,169
7,200
8,418
11,077
∑РП-1
Итого по РП1
217,28
9
0,367
0,64
1,341
79,832
23,784
93,261
6
1,12
89,412
26,163
93,161
РП-2
РП-2
19
Токарный станок
18
1
0,12
0,40
2,291
2,160
4,949
5,400
20
Токарный станок
18
1
0,12
0,40
2,291
2,160
4,949
5,400
21
Токарный станок
18
1
0,12
0,40
2,291
2,160
4,949
5,400
22
Токарный станок
18
1
0,12
0,40
2,291
2,160
4,949
5,400
23
Токарный станок
18
1
0,12
0,40
2,291
2,160
4,949
5,400
24
Сварочный трансформатор
10
1
ПВ=25%
0,2
0,30
3,180
2,000
6,360
6,667
25
Токарный станок
18
1
0,12
0,40
2,291
2,160
4,949
5,400
26
Шлифовальный станок
6
1
0,14
0,40
2,291
0,840
1,925
2,100
27
Сушильный шкаф
40
1
0,65
1,00
0,000
26,000
0,000
26,000
∑РП-2
Итого по РП2
164
9
0,255
0,46
2,135
41,800
37,979
67,167
7
1,45
60,610
41,777
73,613
РП-3
РП-3
6
Трубогибочный станок
10
1
0,12
0,40
2,291
1,200
2,750
3,000
7
Трубогибочный станок
10
1
0,12
0,40
2,291
1,200
2,750
3,000
8
Трубогибочный станок
10
1
0,12
0,40
2,291
1,200
2,750
3,000
9
Шлифовальный станок
6
1
0,14
0,40
2,291
0,840
1,925
2,100
10
Трубогибочный станок
10
1
0,12
0,40
2,291
1,200
2,750
3,000
48
11
Сверлильный станок
4
1
0,12
0,40
2,291
0,480
1,100
1,200
12
Сварочный трансформатор
10
1
ПВ=25%
0,2
0,30
3,180
2,000
6,360
6,667
13
Сварочный трансформатор
10
1
ПВ=25%
0,2
0,30
3,180
2,000
6,360
6,667
14
Сварочный трансформатор
10
1
ПВ=25%
0,2
0,30
3,180
2,000
6,360
6,667
28
Электрованна
26
1
0,7
0,98
0,203
18,200
3,696
18,571
29
Электрованна
26
1
0,7
0,98
0,203
18,200
3,696
18,571
30
Кран-балка
25,28
1
ПВ=40%
0,15
0,50
1,732
3,792
6,568
7,584
∑РП-3
Итого по РП3
157,28
12
0,333
0,48
2,119
52,312
47,061
80,027
9
1,11
58,066
51,767
77,791
РП-4
РП-4
31
Закалочная печь
30
1
0,65
1,00
0,000
19,500
0,000
19,500
32
Закалочная печь
30
1
0,65
1,00
0,000
19,500
0,000
19,500
33
Вентилятор горна
10
1
0,65
0,80
0,750
6,500
4,875
8,125
34
Электромолот
22
1
0,12
0,40
2,291
2,640
6,049
6,600
35
Обдирочный станок
24
1
0,12
0,40
2,291
2,880
6,599
7,200
36
Электромолот
22
1
0,12
0,40
2,291
2,640
6,049
6,600
37
Сверлильный станок
4
1
0,12
0,40
2,291
0,480
1,100
1,200
38
Поворотный кран
6
1
0,15
0,40
2,291
0,900
2,062
2,250
39
Нагревательная плита
14
1
0,65
1,00
0,000
9,100
0,000
9,100
40
Вентилятор горна
10
1
0,65
0,80
0,750
6,500
4,875
8,125
∑РП-4
Итого по РП4
172
10
0,411
0,66
1,296
70,640
31,609
88,200
8
1,09
76,998
34,770
84,484
∑
Итого
710,56
40
0,87
0,576
285,086
154,477
329,050
49
2.3 Определение расчетной мощности освещения
Для определения расчетной мощности всего объекта, нам нужно
учесть мощность которая потребуется для освещения. Для этого
воспользуемся упрошенной методикой основанной на удельной мощности
освещения (Р
уд
). Всю рабочую площадь разбиваем на отдельные участки,
определяем площадь каждого участка (S), M
2
и находим величину
удельной мощности участка по формуле:
Р
уч
= Р
уд
•S•Кз, кВт (1.14)
К
3
-коэффициент запаса, равен 1,5 для светодиодных светильников.
Значения Р
уд
принимаются для светодиодных светильников согласно
пункту 3.166. СН 357-77;
cos
=0,75 для светодиодных светильников, согласно [8];
tg
=0,88
(соответствует
cos
=0,75).
Для основного участка:
Р
уч
= 2,2•1555,2•1,5=5,13 кВт
Q
уч
= Р
уч
•
tg
=5,13•0.88=4,516 кВар
Для остальных участков расчеты сведем в таблицу 1.3.
Итого с учетом мощности освещения.
Р
ро
=∑ Р
уч
+ Р
р
=5,13+285,086=290,218 кВт
Q
ро
= ∑Q
уч
+ Q
р
=5,13•0.88+154,477=158,993 кВар
S
ро
=
22
993,158218,290
=330,916 кВА.
Таблица 1.3-Расчет осветительной нагрузки
Участок
S, м
2
Pуд,
Вт/м
2
Pуч,
кВт
Рро,
кВт
Qро,
кВар
Sро,
кВА
Основной участок
1555,2
2,2
5,13
Итого всего
1555,2
5,132
290,218
158,993
330,916
Определим приближенные потери мощности в трансформаторах:
ΔPт=0,02 •S
ро
=0,02•330,916=6,618 кВт
50
ΔQт=0,1•S
ро
=0,1•330,916=33,092 кВар
Расчетная мощность с учетом потерь в трансформаторах:
S
ро
'=
22
084,192836,296
=353,565 кВА
2.4 Определение числа и номинальной мощности трансформаторов
Так как электроприемники относятся ко второй категории, то согласно
ПУЭ объект должен иметь два независимых источника питания. Поэтому
принимаем два трансформатора.
Определяем номинальную мощность трансформаторов с учетом
потерь но без компенсации реактивной мощности по формуле:
Sт≥0,7• S
ро
(1.15)
где: Sт – номинальная мощность трансформатора
0,7-коэффипиент загрузки для двухтрансформаторной подстанции
Sт≥0,7•330,916=231,64 кВА
2.5 Расчет и выбор компенсирующих устройств
Компенсацию реактивной мощности производим до значения
cos
=0.92….0,95; необходимую для этого мощность компенсирующих
устройств определим по формуле:
Qку=α•Рр(
tg
-
к
tg
) (1.16)
где α-коэффициент учитывающий повышение
cos
естественным
способом, принимается α =0,9 .
Рр-активная расчетная мощность нагрузки
tg
- тангенс угла
до компенсации
к
tg
- тангенс угла
после компенсации
Qку=α•Рр(
tg
-
к
tg
)=0,9•290,218•(1,175-0.33)=56,9 кВар
Из [16] принимаем две конденсаторных установки УКМ-58-0,4-30 по
одной на секцию.
51
После этого определяем фактическое значение
tg
и
cos
с учетом
установленных КУ.
Таблица 1.4- Расчет компенсации реактивной мощности
Показатели
cosϕ
tgϕ
Pp, кВт
Qp, кВар
Sр,
кВА
Всего на низкой стороне без
компенсации
0,877
0,548
290,218
158,993
330,916
Мощность компенсирующих
устройств, кВар
60,000
Всего на низкой стороне с
компенсацией
0,946
0,341
290,218
98,993
306,637
Потери
6,133
30,664
Всего на стороне ВН с компенсацией
296,351
129,656
323,473
Требуемая мощность трансформаторов с учетом компенсации
реактивной мощности:
Sт>0,7•323,427=226,43 кВА
Сравним три варианта исполнения силовых трансформаторов.
Таблица 1.5 - Сравнительные характеристики силовых
трансформаторов
Сравнительные величины
ТСЗ-250/10
ТМГ-250/10
ТМ-250/10
Номинальное напряжение ВН, кВ
10
10
10
Номинальное напряжение НН, кВ
0,4
0,4
0,4
Напряжение к.з.,%
4,5
4.5
4.5
Потери холостого хода, кВт
0,306
0,28
0,4
Потери к.з., кВт
2,0
2,0
1,72
Ток холостого хода, %
2,2
1,9
2,1
Масса, кт
750
495
505
Полный срок службы, лет
30
40
30
Выбираем два трансформатора ТМГ-250 ввиду лучших характеристик
и большего срока службы, проверяем их по коэффициентам загрузки в
52
нормальном и аварийном режиме
Кзнорм=323,4279/(2•250)=0,65>0,55 ;
что соответствует условию рационального выбора мощности
трансформаторов.
Кзав=323,427/250=1,29<1,4;
т.е. аварийная перегрузка меньше допустимых, согласно ПУЭ, 40 %.
2.6 Выбор варианта внешнего электроснабжения
Возможны следующие источники питания: подстанция энергосистемы
с двумя трансформаторами 6,3 МВА 110/10кВ и двумя трансформаторами 6,3
МВА 110/6кВ на расстоянии 0,8 км от объекта. Исходя из этих условий я
намечаю следующие сравнимые по надежности варианты внешнего
электроснабжения:
1. Двухцепная КЛ 10 кВ до двухтрансформаторной ТП
2. Двухцепная КЛ 6 кВ до двухтрансформаторной ТП
3. Двухцепная ВЛ 10 кВ до двухтрансформаторной ТП
4. Двухцепная ВЛ 6 кВ до двухтрансформаторной ТП
Наиболее технически и экономически целесообразный вариант определим
методом приведенных затрат.
В качестве примера рассмотрим расчет варианта питания
номинальным напряжением 10 кВ по кабельной линии:
Наибольший рабочий ток линии:
I
p
= Sр/(√3•U
н
•
.
n) , А (1.17)
где n – число цепей.
I
maxp
=323,5/(√3
•10•2)=9,338 (А)
Экономическое сечение:
F
эк
= I
maxp
/ј
эк
, мм
2
. (1.18)
F
эк
=9,338/1,4=6,67 мм
2
53
Принимаем 3-х жильный кабель ААБл с поперечным сечением 16 мм
2
(минимальное сечение на 10 кВ)
Проверяем данное сечение по аварийному режиму :
I
ав
=323,5 /(√3
•10)
=18,676 А.
Допустимый ток I
доп
= 75 А.
Проверяем кабель по длительно допустимому нагреву расчетным током.
По условию:
1
доп
'=1
доп
•Кпов•Кср•Кпон > 1
ав
(1.19)
где Кпов- коэффициент повышения при недогруженности КЛ =1,25
Кср- коэффициент среды, учитывает температуру среды, отличную от
расчетной, Кср=1,08
Кпон- коэффициент понижения токовой нагрузки при групповой
прокладке Кпон=0,9
1
доп
'=75•1,25•1,08•0,9= 91,125> 1
ав
=18,676 А
Сечение проходит.
Проверяем кабель на термическую стойкость к действию токов короткого
замыкания. Термически стойкое к тока КЗ сечение определим по формуле
Fт= I
кз
(3)
•
п /Кт (1.20)
где I
кз
(3)
- действующее значение установившегося тока трехфазного КЗ,tп-
приведенное время КЗ, принимаем равным 0,18с по[2];
Kт - температурный коэффициент.
Для кабеля с бумажной пропитанной изоляцией и алюминиевыми
жилами Кт=95. Определяем I
кз
(3)
, для этого составляем схему замещения при
токе КЗ в начале КЛ
Рисунок 1.3 -Схема замещения для точки КЗ в начале линии 10 кВ
Определяем параметры схемы замещения, приведенные к ступени 10
кВ.
54
Ес=10 кВ
Хс=Uc
2
/Sк.з•(Кт)
2
=110
2
/100•(10/110)
2
=1,0 Ом
Сопротивление трансформатора
Хтс=Uкз/100• Uн
2
/Sт=10,5/100•10/6,3=1,667 Ом
Для максимального режима Хтс делится на 2
Хтсмакс=Хтс/2=1,667/2=0,833 Ом
Действующее значение тока установившегося тока трехфазного КЗ
определяется по формуле:
Iкз
(3)
=Ес/((Хс+Хтсмакс) •
)=10/((1,0+0,833) •
)=3,149 кА
Определяем термически стойкое сечение
Fт= 3,149•
/95=14,056 мм
2
Выбранное сечение удовлетворяет этому условию.
Проверяем выбранное сечение по потере напряжения по формуле
∆U=
•I
p
•(R•
cos
+X•
sin
), В (1.21)
где ∆U- падение напряжения, в вольтах
I
p
- максимальный рабочий ток линии
R-активное сопротивление линии
X-реактивное сопротивление линии
∆U=
•9,338•(0,776•0,908+0,041•0,419)=11,763В
ȏU=∆U•100/10000=0,12%
Рассчитаем капиталовложения для варианта КЛ 10 кВ
Стоимость кабеля ААБл 10 кВ сечением 16 мм
2
составляет
234.31 тыс.руб/км.
Учтем, что линия двухцепная и протяженность 0,8 км.
Кл=234.31•2•0,8=374,9 тыс. руб.
Стоимость двухтрансформаторной ТП с трансформаторами ТМ-250/10
составляет Ктп= 561,62 тыс.руб.
Стоимость двух ячеек КРУН с выключателями на питающей подстанции
составляет Ккрун=144,64 тыс.руб.
55
Итого суммарные капиталовложения составят
∑К= Кл+ Ктп+ Ккрун=374,9+561,62+144,64=1081,16 тыс.руб.
Потери в кабельной линии
∆Ал=2•3•τ• I
p
2
•R, (1.22)
где τ-время максимальных потерь, принимаем равным 1700ч, по [3]
∆Ал=2•3•1700•9,338
2
•0,776=690,169 кВт•ч/год
Потери в трансформаторах рассчитаем по формуле
∆Ат=N•∆Pх•8760+(1/N) •∆Pк• τ•Кз
2
, (1.23)
где N-количество параллельно работающих трансформаторов
∆Pх- потери холостого хода, кВт
∆Pк- потери короткого замыкания, кВт
τ-время максимальных потерь, ч
Кз - коэффициент загрузки трансформатора.
∆Ат=2•0,61•8760+(1/2) •3,7• τ•0,65
2
=15952,409 кВт•ч/год
Суммарные потери электроэнергии
∑А=∆Ал+∆Ат=16642,578 кВт•ч/год (1.24)
Подсчитаем стоимость потерь с учетом стоимости одного кВт•ч
электроэнергии 3,97 руб.
Сп=16642,578•3,97=66,071 тыс.руб
Рассчитаем издержки для данного варианта
И=(а
л
/100) •Кл+(а
п
/100) •Кп+Сп (1.25)
И=(6,3/100) •374,9+(9,4/100) •(561,62+144,64)+66,071=156,078 тыс.руб, где
а
л
- норма амортизационных отчислений на обслуживание КЛ, %
а
п
- норма амортизационных отчислений на обслуживание подстанций, %
Приведенные затраты подсчитаем по формуле
З=Ен•К+И, (1.26)
где Ен=0,12 – нормативный коэффициент для энергетики.
З=0,12•1081,16+156,078=285,817 тыс.руб.
Расчеты для остальных вариантов произведены аналогично и сведены в
таблицу 1.5.