75
РУ НН
МЩО1
ГЩО1.1
ГЩО2
ГЩО3
ГЩО4
ГЩО5
13 м
11 м
8,5 м
25,6 м
480 Вт
14,5 м
25,6 м
480 Вт
480 Вт
25,6 м
2 м
20,5 м
420 Вт
22,2 м
8 м
31,5 м
180 Вт
11 м
60,5 м
7,2 м
180 Вт
4 м 5,2 м
3 м
4,3 м
5 м
4,3 м
80 Вт
80 Вт
60 Вт
23,5 м
10,5 м
4,8 м
16,5 м
6,3 м
150 Вт
60 Вт
12 м
7,5 м
150 Вт
13,5 м
3 м
12 м
5 м
5 м
7,5 м
32 Вт
32 Вт
30 Вт
8,5 м
60 Вт
41 м
5 м
450 Вт
450 Вт
24,5 м
24,5 м
36,2 м
9,5 м
14 м
660 Вт
18,5 м
36,2 м
660 Вт
9,3 м
2 м
4 м
9,3 м
9,3 м
9,3 м
6,5 м
11,5 м
16,5 м
150 Вт
150 Вт
150 Вт
150 Вт
29,3 м
23 м
8,5 м
14,5 м
2 м
20,5 м
36,7 м
36,7 м
36,7 м
540 Вт
660 Вт
660 Вт
660 Вт
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22 23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
Рисунок 2.7 – Расчётная схема осветительной сети
Данное сечение округляется до ближайшего стандартного в 2,5
.
Выбирается кабель АВВГ 5×2,5
А.
Для подтверждения правильности выбора необходимо произвести
проверку по допустимому длительному току [20] по условию, А,
76
(2.38)
где
– расчётный ток участка, А. Определяется по формуле
????????
Производится проверка по допустимому длительному току по условию
(2.38)
12,86 А<17,4 А.
Условие выполняется.
Определяется действительная потеря напряжения на участке
, %, по
формуле
????????
Определяется допустимая потеря напряжения на следующем участке
, %, по формуле
, (2.41)
Аналогичные расчёты приведены для остальных участков. Результаты
расчётов сведены в таблицу 2.7.
Таблица 2.7
Расчёт сечений проводников осветительной сети
Учас-
ток
,
кВтˑм
,
кВтˑм
, %
С,
F,
,
,
А
,
А
,
%
Марка
кабеля
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1-2
432,28
198,6
7,70
45
1,85
2,31
2,5
11,65
17,4
0,96
АВВГ
5х2,5
2-3
22,44
55,7
6,74
45
1,85
0,41
2,5
3,16
17,4
0,22
АВВГ
5х2,5
77
Продолжение таблицы 2.7
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2-10
312,15
142,9
6,52
45
1,85
1,96
2,5
8,49
17,4
0,59
АВВГ 5х2,5
3-4
4,28
0,0
6,52
7,5
0
0,09
2,5
0,83
19
0,23
АВВГ 3х2,5
3-5
6,22
0,0
6,52
7,5
0
0,13
2,5
1,95
19
0,38
АВВГ 3х2,5
3-6
8,95
0,0
6,52
7,5
0
0,18
2,5
1,95
19
0,55
АВВГ 3х2,5
3-7
11,47
0,0
6,52
7,5
0
0,23
2,5
1,95
19
0,7
АВВГ 3х2,5
3-8
13,27
0,0
6,52
7,5
0
0,27
2,5
1,95
19
0,71
АВВГ 3х2,5
3-9
11,54
0,0
6,52
7,5
0
0,24
2,5
0,83
19
0,62
АВВГ 3х2,5
10-11
2,26
0,0
5,93
12,4
0
0,03
1,5
1,02
19
0,05
ВВГ 3х1,5
11-12
0,16
0,0
5,88
12,4
0
0,00
1,5
0,28
19
0,01
ВВГ 3х1,5
11-13
1,22
0,0
5,88
12,4
0
0,02
1,5
0,74
19
0,026
ВВГ 3х1,5
13-14
0,17
0,0
5,86
12,4
0
0,00
1,5
0,37
19
0,009
ВВГ 3х1,5
13-15
0,57
0,0
5,86
12,4
0
0,01
1,5
0,37
19
0,031
ВВГ 3х1,5
10-16
7,89
0,0
5,93
7,5
0
0,18
2,5
0,97
19
0,263
АВВГ 3х2,5
16-17
2,81
0,0
5,67
7,5
0
0,07
2,5
0,70
19
0,150
АВВГ 3х2,5
16-18
0,14
0,0
5,67
7,5
0
0,00
2,5
0,28
19
0,008
АВВГ 3х2,5
10-19
1,62
0,0
5,93
7,5
0
0,04
2,5
0,56
19
0,108
АВВГ 3х2,5
10-20
2,23
0,0
5,93
12,4
0
0,03
1,5
0,44
19
0,068
ВВГ 3х1,5
20-21
0,23
0,0
5,86
12,4
0
0,00
1,5
0,14
19
0,012
ВВГ 3х1,5
20-22
0,74
0,0
5,86
12,4
0
0,01
1,5
0,30
19
0,010
ВВГ 3х1,5
22-23
0,08
0,0
5,85
12,4
0
0,00
1,5
0,15
19
0,004
ВВГ 3х1,5
22-24
0,46
0,0
5,85
12,4
0
0,01
1,5
0,15
19
0,025
ВВГ 3х1,5
10-25
0,26
0,0
5,93
7,5
0
0,01
2,5
0,14
19
0,027
АВВГ 3х2,5
10-26
251,94
128,6
5,93
45
1,85
1,84
2,5
7,44
17,4
1,946
АВВГ 5х2,5
26-27
7,25
0,0
3,98
7,5
0
0,24
2,5
1,95
19
0,414
АВВГ 3х2,5
26-28
9,14
0,0
3,98
7,5
0
0,31
2,5
1,95
19
0,522
АВВГ 3х2,5
26-29
19,26
0,0
3,98
7,5
0
0,64
2,5
2,78
19
1,130
АВВГ 3х2,5
26-30
23,06
0,0
3,98
7,5
0
0,77
2,5
2,92
19
1,288
АВВГ 3х2,5
26-31
55,14
69,9
3,98
45
1,85
1,03
2,5
4,23
17,4
0,055
АВВГ 5х2,5
31-32
1,30
0,0
3,93
7,5
0
0,04
2,5
0,70
19
0,069
АВВГ 3х2,5
31-33
1,34
0,0
3,93
7,5
0
0,05
2,5
0,56
19
0,089
АВВГ 3х2,5
31-34
2,42
0,0
3,93
7,5
0
0,08
2,5
0,70
19
0,129
АВВГ 3х2,5
31-35
3,17
0,0
3,93
7,5
0
0,11
2,5
0,70
19
0,169
АВВГ 3х2,5
31-36
49,68
61,7
3,93
45
1,85
0,93
2,5
3,35
17,4
0,515
АВВГ 5х2,5
36-37
10,99
0,0
3,41
7,5
0
0,43
2,5
2,50
19
0,716
АВВГ 3х2,5
36-38
16,11
0,0
3,41
7,5
0
0,63
2,5
2,78
19
0,945
АВВГ 3х2,5
36-39
17,74
0,0
3,41
7,5
0
0,69
2,5
2,50
19
1,156
АВВГ 3х2,5
36-40
16,87
0,0
3,41
7,5
0
0,66
2,5
2,23
19
1,012
АВВГ 3х2,5
78
2.7 Выбор силовых трансформаторов
В рассматриваемом цехе используется двухтрансформаторная
подстанция. Это обусловлено тем, что цех относится к II категории по
надёжности электроснабжения. Так же предполагается от данной подстанции
питать стороннюю нагрузку, расположенную вне исследуемого цеха.
Трансформаторная подстанция выполняется комплектной [21]. Это
означает то, что на заводе производителе проектируется уже готовая
подстанция с распределительными устройствами, измерительными
приборами, которую необходимо только собрать непосредственно на месте.
Распределительное устройство НН КТП выполняется в виде шкафа от
которого отходят кабельные линии. Так же в этих шкафах установлено
коммутационное оборудование, которое можно выбрать в зависимости от
параметров присоединения.
Коэффициент загрузки
=0,8. [22. раздел 5]
Загрузка трансформаторной подстанции представлена в таблице 2.8
Таблица 2.8
Нагрузка трансформаторной подстанции
Тип нагрузки
, кВт
, кВАр
, кВт
, кВАр
, кВА
Силовая
227,46
246,08
172,67
184,98
255,53
Осветительная
8,29
1,69
8,29
1,69
8,46
Сторонняя силовая
640,00
210,36
485,84
159,69
511,41
Сторонняя
осветительная
18,00
3,65
18,00
3,65
18,37
Итого силовая
867,46
456,44
658,51
344,67
766,94
Итого осветительная
26,29
5,34
26,29
5,34
26,83
Итого по КТП
893,76
461,78
684,81
350,01
793,77
Мощность одного трансформатора
, кВА, определяется условием
с учётом полной компенсации реактивной мощности
79
????????
где
– мощность за наиболее загруженную смену, кВт;
N – число трансформаторов на КТП, шт;
– коэффициент загрузки трансформатора, о.е. Принимается равным
0,8.
К установке принимаются 2 трансформатора ТМЗ-630/10 со схемой
соединения треугольник-звезда с нулевым проводником.
Производится проверка трансформатора по перегрузочной способности
по условию
????????
Условие выполняется. Значит данный трансформатор выдержит в
аварийном режиме нагрузки без отключения потребителей.
Параметры трансформатора представлены в таблице 2.9
Таблица 2.9
Параметры трансформатора ТМЗ-630/10
Параметр
Единица измерения
Величина
Номинальная мощность
кВА
630
Номинальное напряжение ВН
кВ
10
Номинальное напряжение НН
кВ
0.4
Потери холостого хода
кВт
1.25
Потери короткого замыкания
кВт
8.5
Ток холостого хода
%
1.7
Напряжение короткого замыкания
%
5.5
Схема и группа соединения обмоток
-
Д/Ун-11
Габаритные размеры
мм
2012х1160х1825
Масса полная
кг
2645
80
Уточняется значение действительного значения коэффициента загрузки
, о.е., по формуле
????????
2.8 Выбор средств компенсации реактивной мощности
Под компенсацией реактивной мощности (КРМ) подразумевается
выработка реактивной мощности (РМ) на предприятии с целью обеспечения
своих потребностей в таковой. Данная необходимость явилась из-за того, что
передача РМ вызывает потери, как напряжения, так и мощности в сетях.
Главная проблема здесь кроется в том, что передача реактивной мощности
несёт за собой потери активной мощности, генерация которой возможно
лишь на электростанциях. Поэтому правильная спроектированная система
КРМ позволяет значительно потери мощности и напряжения в сетях, что
позволяет вести эффективную и экономичную работу не только отдельного
предприятия, но и системы электроснабжения в целом [18].
В целях КРМ могут использоваться конденсаторные батареи (КБ),
синхронные двигатели (СД) и синхронные компенсаторы (СК). Каждая
установка имеет, как свои плюсы, так и минусы. В данном цехе за неимением
синхронных двигателей и отсутствием возможности установки синхронных
компенсаторов будут использоваться конденсаторные батареи.
Компенсация может выполняться тремя видами: централизованно,
групповым способом, индивидуально.
Индивидуальная компенсация имеет смысл при наличии
электроприёмников с большой потребляемой РМ. Это ведёт к снижению
потерь во внутрицеховых сетях.
81
Групповая компенсация выполняется на силовых пунктах, но несёт
некоторые сложности в обслуживании.
Наиболее распространённым способом компенсации является
централизованный метод, который подразумевает использование КБ на
шинах НН КТП. Данный способ принимается к дальнейшему рассмотрению
в курсовом проекте.
Загрузка по секциям представлена в таблице 2.10
Таблица 2.10
Загрузка секции КТП
Тип нагрузки
, кВт
, кВАр
, кВт
, кВАр
, кВА
1 секция
силовая (СП1-СП6)
80,89
129,97
60,67
97,47
114,81
сторонняя
358,00
117,78
264,33
87,88
278,56
освещение
7,45
1,51
7,45
1,51
7,61
итого по 1 секции
446,34
249,26
332,45
186,87
400,98
2 секция
силовая (СП7-СП9)
138,28
114,43
103,71
85,82
134,62
сторонняя
300,00
98,70
221,51
73,65
233,43
Аварийное освещение
0,84
0,17
0,84
0,17
0,86
итого по 2 секции
439,12
213,30
326,06
159,64
368,90
При компенсации необходимо учитывать два условия
Условие пропускной способности трансформатора по формуле
, (2.45)
где
– реактиваня мощность, которую можно передать через
трансформатор при заданном коэффициенте загрузки, кВАр. Определяется
по формуле
????
????
, (2.46)
Второе условие – удовлетворение требуемому коэффициенту
мощности
, о.е., на шинах. Определяется по формуле
, (2.47)
82
где
– часть экономической реактивной мощности, потребляемой в
часы максимальных нагрузок энергосистемы данной трансформаторной
подстанции, кВАр. Определяется по формуле
, (2.48)
В результате принимают к требуемому значению наибольшее из двух
условий. Экономический коэффициент мощности
принимается равным
0,35 о.е. [17. раздел 9] Определяется требуемая мощность конденсаторных
батарей для первой секции. Определяется реактивная мощность, которую
можно передать через трансформатор
, кВАр, по формуле (2.46)
???? ????
По первому условию определяется требуемая РМ
, кВАр, по
формуле (2.47)
Определяется экономическое значение РМ
, кВАр, по формуле (2.48)
Определяется требуемая РМ по второму условию
,кВАр, по
формуле (2.47)
Мощность КУ выбирается по второму условию. К установке
принимаются конденсаторные батареи КРМ-0,4-75-7,5 УЗ.
Определяется требуемая мощность конденсаторных батарей для второй
секции. Определяется реактиваня мощность, которую можно передать через
трансформатор
, кВАр, по формуле (2.46)
???? ????
По первому условию определяется требуемая РМ
, кВАр, по
формуле (2.45)
Определяется экономическое значение РМ
, кВАр ,по формуле (2.48)
83
Определяется требуемая РМ по второму условию
,кВАр, по
формуле (2.47)
Мощность КУ выбирается по второму условию. К установке
принимаются конденсаторные батареи КРМ-0,4-46,8-3,6 УЗ.
Определяется полная мощность с учётом компенсации
, кВА, по
формуле
????
????
, (2.49)
Для первой секции
, кВА, по формуле (2.49)
???? ????
Для второй секции
, кВА, по формуле (2.49)
???? ????
Определяется суммарная мощность через КТП с учётом компенсации
, кВА, по формуле
, (2.50)
Определяется действительный коэффициент загрузки трансформаторов
после компенсации
,о.е., по формуле
????
????
Для первой секции
,о.е по формуле (2.51)
Для второй секции
,о.е по формуле (2.51)
84
Производится проверка по допустимой перегрузке трансформатора
после компенсации по условию
????????
Условие выполняется.
2.9 Выбор токоведущих частей по допустимому длительному току и
потере напряжения
При проектировании системы электроснабжения сечения проводов и
кабелей до 1 кВ выбирается по допустимому длительному току.
Экономическая плотность тока учитывается при это только, если время
потребления наибольшей нагрузки
>4000 ч.
В случае с данной ВКР расчёт производится без учёта экономической
плотности тока, так как
ч.<4000 ч.
Выполним расчёт сечений проводников питающих сетей
Для выбора кабеля необходимо проверить условие (2.47)
В случае с силовой цепью допустимый ток для кабеля
доп
I
, А,
определяется по формуле
, (2.53)
где
таб
доп
I
– длительный ток для кабеля по табличным данным, А;
– поправочный коэффициент на температуру воздуха или земли.
Определяется по справочным данным [19];
– поправочный коэффициент на количество работающих кабелей,
проложенных в одной траншее. Определяется по справочным данным [19];
– поправочный коэффициент на удельное сопротивление земли.
Определяется по справочным данным [19].
В случае, если кабели проложены в помещении, то все коэффициенты
принимаются равными 1.