sуд = 184/5680 = 0,032 кВА/м2.
Ориентировочную номинальную мощность трансформаторов выбираем по плотности нагрузки из данных, представленных в таблице 2.4. Эта мощность для основного и резервного трансформаторов составляет 160 кВА.
Таблица 2.4 - Зависимость мощности трансформатора от плотности нагрузки []
sуд, кВА/м2
≤ 0,04
≤ 0,05
≤ 0,1
≤ 0,2
Sт, кВА
160
250
400
630
Минимальное число трансформаторов i-го потребителя N0.i определим по формуле:
,(2.2)
где Рсм.i - активная средняя мощность за наиболее загруженную смену электроприемников фермы, кВт, определяемая по формуле:
;(2.3)
SТ.i – номинальная мощность i-го трансформатора, кВА;
BН.i – нормативный коэффициент загрузки трансформатора, выбираемый согласно СН174-75 по категориям нагрузок (II-Bн=0,7…0,8; III-Bн=0,9–0,95);
Kм.i – коэффициент максимума нагрузки (принимаем Kм.i=1,1 - нагрузка нередко непостоянная).
Имеем из таблицы 2.1 Pp = 184 кВт. Принимаем Bн=0,75. Тогда
Рсм = 184/1,1 = 167,3 кВт
и минимальное число трансформаторов с учётом потребителей II категории
= 1,39.
Полученное значение N0 округляем до большего целого числа, т.е. принимаем N0 = 2. При выборе мощности трансформаторов необходимо учитывать возможность их перегрузки в послеаварийном режиме до 40% продолжительностью не более 6 ч в течение 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора в условиях его перегрузки в соответствии с ПУЭ должен быть не более 0,8.
Коэффициент загрузки трансформаторов по 160 кВА предварительно составляет
Кз.основн. =184/2/160 = 0,58.
С учётом этого на случай послеаварийного электроснабжения фермы принимаем второй, резервный трансформатор мощностью 160 кВА. В случае отказа основного трансформатора 160 кВА, перегрузка резервного трансформатора при питании потребителей II категории (коровники SII = 140 кВА) составит
Кз.резерв. = 140/160 = 0,875.
Резервный трансформатор в послеаварийном режиме будет недогружен.
Таким образом, выбранные трансформаторы мощностью по 160 кВА удовлетворяют и по степени загрузки, и по надёжности электроснабжения.
Одновременно с выбором трансформаторов производим выбор мощности компенсирующих устройств в сети электроснабжения фермы.
Реактивная мощность дневного максимума составляет согласно таблице 2.1 Q = 95 квар, активная - Р = 157 кВт, коэффициент мощности в сети фермы cosφ1 = 0,876. Наибольшая реактивная мощность QВн.i, которая может быть внесена из распределительной сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ i-го приемника без превышения предусмотренного значения коэффициента загрузки, определяется по формуле:
.(2.4)
При расчетной реактивной низковольтной нагрузке QР.i для максимального перетока мощности конденсаторной установки необходимо обеспечить получение следующего значения реактивной мощности:
Qку.i= Qр.i - QВн.i,(2.5)
где Qку.i - реактивная мощность i-й конденсаторной установки, квар.
Полученное значение Qку.i уточняется до величины Qбк стандартной конденсаторной установки.
Далее проверяют фактический коэффициент Вф.i загрузки i –го трансформатора после компенсации по условию:
Вф.i = ≤ Вн.i.(2.6)
Если это условие не соблюдается, следует увеличить мощность трансформатора. После этого уточняют величину реактивной мощности, передаваемую из сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ по формуле:
QВн.i =Qр.i - Qбк.i(2.7)
Проведем расчет компенсации реактивной мощности потребителей фермы. Определяем наибольшую реактивную мощность QВн, которая может быть внесена из распределительной сети 10 кВ в сеть 0,4 кВ объекта
квар.
Расчетная реактивная нагрузка QР, подлежащая компенсированию
QР = Ррtgφ1,
где tgφ1= 0,55 – тангенс угла сдвига фаз в сети до компенсации реактивной мощности, соответствующий cosφ1 = 0,876.
QР = 157·0,55 = 86,4 квар.
Реактивная мощность конденсаторной установки
Qку = 181,5 – 86,4 = 95,1 квар.
Полученное значение Qку уточняем до величины Qбк стандартной конденсаторной установки. Принимаем Qбк = 75 квар.
Фактический коэффициент Вф загрузки трансформатора после компенсации реактивной мощности
Вф = = 0,59.
Это значение меньше принятого Вн = 0,75. Следовательно, корректировать расчёт установки для компенсации реактивной мощности нет необходимости.
Принимаем к установке на проектируемом объекте закрытую трансформаторную подстанцию Биробиджанского трансформаторного завода.
Таблица 2.5 – Параметры сети электроснабжения фермы и электрооборудования трансформаторной подстанции и компенсирующей установки
№
Наименование
Значение
1.
Трансформаторная подстанция КТП №1
ЗКТПБ/М/
2.
Активная расчётная нагрузка, кВт
157
3.
Реактивная расчётная нагрузка, квар
95
4.
Полная расчётная нагрузка, кВА
184
5.
Общая площадь объекта, м2
5680
6.
Категория электроприёмников
II и III
7.
загрузки транс-ра,
8.
Удельная плотность мощности, кВА/м2
0,034
9.
Тип и мощность трансформатора:
Основного
Резервного
ТМ - 160
10.
Вносимая реактивная мощность, квар
181,5
11.
Мощность компенсирующей установки, квар
100
2.4 Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторах
Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторах необходим для определения затрат на возмещение потерь электроэнергии.
Потери активной (кВт) и реактивной (квар) мощностей в трансформаторах определяют по формулам:
,(2.8)
,(2.9)
где и - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;
- ток холостого хода трансформатора, %;
uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;
N - количество трансформаторов;
- фактический коэффициент загрузки трансформаторов.
Уточняем нагрузку в сети 0,4 кВ с учетом реальных потерь в выбранных трансформаторах:
. (2.10)
Из справочных данных находим для трансформатора ТМ160/10 мощностью 160 кВА с первичным напряжением 10 кВ его параметры:
ΔРхх = 0,56 кВт; ΔРкз = 2,65 кВт; ixx = 2,4%; uкз = 4,5%.
Рассчитаем потери активной мощности в трансформаторах:
ΔРТ1+Т2 = 2(0,56 + 2,65·0,55) = 4,04 кВт.
Потери реактивной мощности:
ΔQT1+Т2 = 2·160(0,024+0,045·0,55) = 14,02 квар.
Результаты расчёта потерь вносим в таблицу 2.6.
Уточним нагрузку фермы с учетом реальных потерь в выбранных трансформаторах. В нормальном режиме работы сети 0,4 кВ с исходными данными:
Расчётные мощности потребителей от трансформатора Т1
Рр1 = 112 кВт; Qр1 = 85 квар (см. табл. 2.1)
ΔРТ1 = 2,02 кВт; ΔQT1 = 7,01 квар.
Максимальная нагрузка на трансформатор Т1
кВА.
Таблица 2.6 - Расчет потерь мощности в трансформаторах
№ nn
Параметр
Трансформаторы Т1,Т2
ТМ 160/10
Количество, n, шт
Мощность, ST, кВА
2
Потери холостого хода, ΔPхх, кВт
0,56
Потери короткого замыкания, ΔPкз, кВт
2,65
Ток холостого хода, iхх, %
2,4
Напряжение КЗ, uкз, %
4,5
Коэффициент загрузки, Вф
0,55
Активные потери, ΔРТi, кВт
2х2,02
Реактивные потери, ΔQTi, квар
2х7,01
Потери в нормальном режиме, ΔРТ1/ΔQT1
2,02 кВт/7,01 квар
Потери в поставарийном режиме, ΔРТ1/ΔQT2
Расчётные мощности потребителей от трансформатора Т2
Рр2 = 72 кВт; Qр2 = 10 квар (см. табл. 2.1)
ΔРТ2 = 2,02 кВт; ΔQT2 = 7,01 квар.
Максимальная нагрузка на трансформатор Т2
В послеаварийном режиме работы сети 0,4 кВ только для потребителей II категории надёжности (работает только Т1):
Полученные данные расчетов сводим в таблицу 2.7.
Таблица 2.7 – Расчётные нагрузки с учетом реальных потерь в трансформаторах
nn
Режим работы сети
Нормальный
Послеаварийный
Т1
Т2
Активная мощность, Рр, кВт
112
72
-
2,02
Реактивная мощность, Qp, квар
85
10
7,01
Мощность БК, Qбк, квар
75
Полная мощность, Sp, кВА
146,5
76
2.5 Выбор и расчёт сечений линий электропередачи 0,4 кВ
Определение числа линий электропередачи 0,4 кВ
В настоящее время приняты следующие основные принципы построения схем внутреннего электроснабжения:
1. Число отходящих от трансформаторной подстанции линий не должно превышать 4-х.
2. Работа линий и трансформаторов должна быть раздельной, так как параллельная работа приводит к увеличению токов КЗ, удорожанию релейной защиты, особенно на коротких линиях внутри объекта.
3. Воздушные линии напряжением 0,38 кВ располагают преимущественно вдоль одной стороны дорог.
Распределение электроэнергии по рекомендациям СН-174-75 может быть выполнено радиальной, магистральной или смешанной схемой. Выбор зависимости от территориального размещения нагрузок, их величины, от требуемой степени надёжности питания и других характерных особенностей проектируемого объекта.
В практике проектирования электроснабжения предприятий крупные и ответственные потребители обычно подсоединяются к источнику электроэнергии по радиальным схемам. Средние и мелкие потребители группируются, а их электроснабжение проектируется по магистральному принципу. Такое решение позволяет создать схему внутреннего электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.
Основываясь на принципах построения внутренних сетей предприятия и учитывая особенности проектирования электроснабжения фермы, принимаем смешанную схему сети 0,38 кВ из 4-х линий. Две линии (схема на рис. 2.3) 1 и 4 от трансформатора Т1 питают 4 коровника (потребители II категории №№ 2, 4 и 15), родильное отделение (№3), телятник (№8) и водонасосную станцию (№14). Другие две линии 2 и 3 снабжают электроэнергией сенохранилище и хранилище сочных кормов (потребители №13 и 11), весовую, 3 телятника, откормочное и конюшню (№ № 5-7, 9, 10) от Т2.
Выбор расчётной схемы сети 0,38 кВ и расчёт нагрузок линий
Расчётную схему линий 0,38 кВ составим для дневных нагрузок, используя генплан фермы на рис. 2.2, и покажем на рисунке 2.3.
С учётом коэффициента ко одновременности активную расчётную нагрузку i-й линии определим по выражению:
РЛ.i = ко·,(2.11)
где РД.i – дневная нагрузка i-го потребителя в данной линии. Если нагрузки потребителей различаются более чем в 4 раза, наименьшие нагрузки РД.j складываем без учёта коэффициента одновременности в соответствии с формулой:
РЛ.i = ко·+.(2.12)
Полная расчётная мощность определяется с учётом коэффициента мощности нагрузок
Sр = РЛ.i/cosφ.(2.13)
В соответствии с расчётной схемой определим расчётные нагрузки линий.
Линия 1:ко = 0,85;cosφ14,15 = 0,78;
РЛ.1 = 0,85(10 +20) = 25,5 кВт;
SрЛ1 = 25,5/0,78 ≈ 33 кВА.
Линия 2: ко = 0,85;cosφ13 = 0,78; cosφ11 = 0,86;
РЛ.2 = 0,85(10 + 5)= 12,8 кВт;
SрЛ2 = 8,5/0,78 +4,25/0,86 ≈ 16 кВА.
Линия 3:ко = 0,8;cosφ6,7,12 =1; cosφ5,9 = 0,86;
РЛ.3 = 0,8(10+5+5)+(3 +1) = 20 кВт;
SрЛ3 =10+10/0,86+3+1 ≈ 28 кВА.
Линия 4:ко=0,85; cosφ1,3=1; cosφ2=0,82; cosφ4=0,78; cosφ8=0,86;
РЛ.4 = 0,85(45+20)+(6 +6 +5) = 72,25 кВт;
SрЛ4 =6+6+45/0,82+20/0,78+5/0,86 ≈ 88 кВА.
Линию 1, проходящую вблизи воздушных линий 10кВ, выполним кабелем, чтобы избежать пересечения воздушных линий. Остальные линии принимаем воздушными линиями электропередачи.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8