Электроснабжение цеха

В зависимости от режима работы электрооборудования его  реактивная нагрузка может составлять до 130% по отношению к активной нагрузке.

Компенсация реактивной мощности – это повышение коэффициента мощности электропотребителей. Передача большого количества реактивной мощности в системе электроснабжения не выгодна по следующим причинам:

• возникают дополнительные потери активной мощности в элементах системы электроснабжения;
• возникают дополнительные потери напряжения, это особенно характерно для районных электрических сетей;
• уменьшается пропускная способность линий, что приводит к разбалансу между электроэнергией отпущенной электростанциями и электроэнергией полученной потребителями.

Для компенсации реактивной мощности промышленных ЭП применяют естественные и искусственные мероприятия.

К естественным мероприятиям компенсации  реактивной мощности относятся:

• комплексная механизация и автоматизация технологических процессов предприятия;
• замена старого изношенного оборудования на новое, современное;
• замена малозагруженных электродвигателей, силовых трансформаторов на электродвигатели и трансформаторы меньшей мощности;
• систематическое и качественное выполнение различных видов ремонтных работ.

Искусственная компенсация  реактивной мощности, которую называют просто компенсация реактивной мощности подразумевает, установку специальных компенсирующих устройств. При компенсации реактивной мощности промышленных ЭП необходимо стремится к получению желаемого коэффициента мощности, который определяется гостами как значение Cos φж = 0.95

При расчёте компенсации реактивной мощности используются следующие значения Cos φ;

• средневзвешенное значение (tqφ), естественное значение коэффициента мощности, т.е. значение Cos φ до компенсации реактивной нагрузки;
• общий Cos φ, т.е. значение Cos φ после компенсации реактивной нагрузки.

Согласно ГОСТа компенсацию  реактивной мощности естественными мерами необходимо выполнять до 90%.

Для выбора числа и мощности компенсирующих устройств необходимо рассчитать потребную реактивную мощность компенсации.

Q = αPм (tqφ1 – tqφ2) [кВар], где α – коэффициент учитывающий компенсацию реактивной мощности без установки компенсирующих устройств, т.е. α = 0.9

Q = 0.9*466(350/466 – 0.33) = 176 [кВар]

Рм – расчётная  максимальная активная мощность [кВт]

tqφ1 – средневзвешенное значение коэффициента мощности до компенсации реактивной нагрузки, которое можно определить   tqφ1 = Qм/Рм

tqφ2 – средневзвешенное значение коэффициента мощности после компенсации реактивной нагрузки которое определяется по желаемому коэффициенту мощности

tqφ2 → Cos φж = 0.95, т.е. tqφ2 = 0.33

Зная расчётную потребную  реактивную мощность компенсации, по таблицам справочной литературы выбираем число и мощность компенсирующих устройств исходя из условия Qк ≈ ƩQк.у [кВар]

Исходя из расчётов, с  помощью справочной литературы устанавливаем, что нам необходимо компенсирующее устройство ККУ – 0,38 – 75 в количестве 2-х штук => Qк.у =2*75 = 150 кВар.

 

7. Выбор схемы электроснабжения.

 

Схема цеховой силовой  сети определяется технологическим  процессом производства, категорией надёжности электроснабжения временем расположения цеховых подстанций размещением электропотребителей по площади цеха, их единичной установленной мощностью. Схема должна быть проста, удобна в эксплуатации, экономична, а также удовлетворять характеристике окружающей среды, обеспечивать применение индустриальных методов монтажа. Схемы внутрицеховых электрических сетей могут быть радиальными, магистральными и смешанными, с односторонним или двусторонним питанием.

• При радиальной схеме электроснабжения энергия от отдельного узла питания (ТП) поступает к одному достаточно мощному электропотребителю, а также к групповому РП, от которого в свою очередь получают питание средние и мелкие электропотребители.

Радиальные схемы можно  выполнять одноступенчатыми и двустепенчатыми, когда средние и мелкие электропотребители питаются от промежуточного РП. Радиальные схемы применяют для питания сосредоточенных нагрузок большой мощности, при неравномерном размещение ЭП в цехе или группами на отдельных участках цеха, а также для питания электроприёмников во взрывоопасных и пожароопасных помещениях.

Согласно ПУЭ радиальное электроснабжение рекомендуется использовать для питания ЭП I категории надёжности и II категории надёжности при наличии значительного числа электроприёмников большой мощности. Выполняют радиальные схемы кабелями или проводами.

К достоинству радиальных схем относят: высокую надёжность, удобство автоматизации. Недостатками радиальных схем является: малая экономичность; необходимость в дополнительных площадях

 для размещения  силовых РП; ограниченная гибкость  сети. Повышение надёжности радиальных схем достигается соединением отдельных РП резервирующими перемычками на коммутационных электроаппаратах.

• При магистральных схемах электроприёмники подключаются к любой точке магистрали. Магистрали могут присоединяться к распределительным щитам подстанции, либо непосредственно к трансформатору по схеме «блок трансформатора – магистраль». Магистральные схемы с распределительными шинопроводами применяют для питания ЭП одной технологической линии, а также при равномерно распределённых по площади цеха электроприёмников. Такие схемы выполняются с применением шинопроводов, кабелей проводов. ПУЭ рекомендует магистральное электроснабжение использовать для питания электропотребителей II категории надёжности при наличии большого числа средних и мелких ЭП, а также для питания электропотребителей III категории надёжности.

К достоинствам магистральных  схем относятся: упрощение щитов подстанции, высокая гибкость сети, использование унифицированных монтажных элементов. Основным недостатком магистральной схемы является то, что они менее надежные, чем радиальные, т.к. при исчезновении напряжения на магистрали все подключённые к ней электропотребители теряют питание.

• При смешанной схеме электроснабжения часть электропотребителей получает питание от магистралей, а другая часть от силовых РП, которые в свою очередь питаются либо от щита подстанции, либо от магистральных или распределительных шинопроводов. Такие схемы сочетают в себе черты как радиальных, так и магистральных схем электроснабжения, что позволяет более полно использовать достоинства этих схем. При современном проектировании систем электроснабжения радиальные и магистральные схемы в «чистом» виде используются мало, в основном применяют смешанные схемы электроснабжения.

   Смешанное электроснабжение  можно использовать практически для любой категории надёжности кроме «особой». В цехах промышленных предприятий с преобладанием нагрузок I категории необходимо предусматривать резервные перемычки между двумя соседними подстанциями.

 Для данного цеха  выбираем смешанную схему электроснабжения, т.к. предприятие относится ко II категории надёжности и эта схема электроснабжения наиболее эффективна в использовании.

 

8. Выбор числа и  мощности трансформаторов на  подстанцию.

 

8.1. Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции промышленных предприятий является одним из основных вопросов рационального построения систем электроснабжения. В нормальных условиях силовые трансформаторы должны обеспечить питание всех электропотребителей предприятия.

Как правило, трансформаторные подстанции, которые при наличии централизованного резерва или связи по вторичному напряжению могут обеспечить питание потребителей I и IIкатегории.

При проектировании системы  электроснабжения установка однотрансформаторных подстанций рекомендуется для потребителей III категории надёжности, хотя по условию технологического процесса и при наличии потребителей малой мощности возможно использование однотрансформаторной ТП и для питания потребителей II категории надёжности.

Двухтрансформаторные  подстанции применяются для питания  электропотребителей I , II категории надёжности, при сосредоточенных нагрузках с высокой удельной плотностью, а также, если имеется хотя бы один электропотребитель «особой» группы. Кроме того двухтрансформаторные подстанции целесообразны при неравномерном суточном и годовом графиках электронагрузок предприятия, при сезонном режиме работы предприятий со значительной разницей в загрузке смен. В этих случаях в режимах минимальной нагрузки будет целесообразным отключать один из двух трансформаторов подстанции, что определяется условиями оплаты за электроэнергию согласно двухставочного тарифа.

На проектируемую подстанцию выбираем два трансформатора, т.к. у  нас потребитель II категории надёжности с большой мощностью.

8.2. Выбор мощности трансформатора производится исходя из расчётной полной нагрузки объекта проектирования, из числа часов использования максимальной нагрузки, темпов роста нагрузок, стоимости электроэнергии, допустимые перегрузки трансформаторов.

На двухтрансформаторных подстанциях мощность каждого трансформатора необходимо выбирать с таким учётом, чтобы при выходе из строя одного из трансформаторов оставшийся в работе трансформатор мог бы нести всю нагрузку потребителей I и II категории и при этом был бы загружен не более чем на 140%, что допустимо по ПУЭ. На двухтрансформаторных подстанциях следует, стремится применять однотипные трансформаторы одинаковой мощности для упрощения замены в случае выхода из строя одного из трансформаторов.

Экономическая загрузка цеховых трансформаторов  зависит от категории надёжности электропотребителей, от числа устанавливаемых трансформаторов, от способов резервирования. Рекомендованные к применению коэффициенты загрузки(βm):

• для электропотребителей I категории надёжности при установке двух трансформаторов на подстанцию βm = 0.7;
• для электропотребителей IIкатегории надёжности при установке двух трансформаторов на подстанцию βm = 0.8;
• для электропотребителей III категории надёжности при установке одного трансформатора βm = 0.9.

Совокупность допустимых нагрузок, систематических и аварийных перегрузок определяют нагрузочную способность трансформаторов, в основу расчётов которой положен тепловой износ изоляции трансформатора. Если не учитывать нагрузочную способность трансформатора, то можно необоснованно завысить выбираемую установленную мощность, что экономически нецелесообразно. Исследования различных режимов работы трансформатора показали, что максимально допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки не приводят к заметному старению изоляции и существенному сокращению срока службы трансформаторов (20 – 25 лет).

Если известны полная расчётная мощность объекта проектирования и допустимый коэффициент перегрузки, то можно определить расчётную номинальную мощность трансформаторов, согласно формуле: Sн.m ≈ Sр/ βm.доп [кВа], где

Sр = √ Рм² + (Qм - Qк.у)² [кВа]

Qк.у – это суммарная номинальная мощность выбранных компенсирующих устройств.

βm.доп. – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора.

Sр =√466² +(350-150) ² = √217156+40000 = 507 [кВа]

Sн.m ≈507/0.8≈ 634 [кВа] => Sн.m1≈634/2 = 317[кВа]

По расчётной номинальной мощности трансформаторов выбираем тип и стандартную мощность трансформатора. Проверяем выбранные трансформаторы в нормальном и аварийном режимах:

• в нормальном режиме работы трансформаторы определяют по коэффициенту загрузки

 kз.mi = Sр/ Sн.mi – для однотрансформаторной ПС       

 kз.mi = Sр/ 2Sн.mi – для двухтрансформаторной ПС

(0.45 ≤kз.m<1)

kз.mi = 507/2*317 = 0.79

• в аварийном режиме работы трансформаторы проверяют по условию

Sн.mi > Sр – для однотрансформаторных ПС

1.4* Sн.mi ≥ 0.75* Sр – для двухтрансформаторной ПС

1.4*317 ≥ 0.75*507

    443.8 ≥ 380.3

По расчётной номинальной  мощности трансформатора необходимо выбрать два возможных варианта мощности трансформаторов  и проверить их как по условию нормального, так и аварийного режимов работы.

Если оба проходят по условиям проверки, то принимаем их к технико-экономическому сравнению, для этого составляем таблицу.

 

 

 

 

                                                                    Таблица №3

	Sн.m (кВа)	∆Рх.х (кВт)	∆Рк.з (кВт)	Uк.з. (%)	Iх.х (%)	Кi-стоимость трансформатора (руб.)
1	2	3	4	5	6	7
1	ТМ – 400	0.92	5.5	4.5	2.3	1080
2	ТМ - 630	1.42	7.6	5.5	2	1600

 

8.3 Окончательный выбор мощности трансформаторов даёт технико-экономический расчёт.

1. Определяем потери реактивной мощности в режимах короткого замыкания и холостого хода

∆Qк.з.i = Sн.mi* Uк.з./100[кВар]

∆Qх.х.i = Sн.mi* Iх.х/100 [кВар]

 

∆Qк.з1 = 400*4.5/100 = 18[кВар]

∆Qк. з2 = 630*5.5/100 = 34.7[кВар]

∆Qх.х.1 = 400*2.3/100 = 9.2[кВар]

∆Qх.х.2 = 630*2/100 = 12.6[кВар]

 

2. Определяем потери активной мощности в режимах короткого замыкания и холостого хода

∆Р'к.з i = ∆Рк.з i +kэк.п*∆Qк.з.i [кВт]

∆Р'х.х i = ∆Рх.х i+ kэк.п*∆Qх.х.i[кВт]

где kэк. п. – коэффициент экономически эквивалентных потерь, который для расчёта можно принимать в пределах 0.02 –0.12        (kэк. п. = 0.1)

∆Р'к.з1 = 5.5+0.1*18 = 7.3[кВт]

∆Р'к.з2 = 7.6+0.1*34.7 = 11.1[кВт]

∆Р'х.х1 = 0.92+0.1*9.2 = 1.84[кВт]

    ∆Р'х.х2 = 1.42+0.1*12.6 = 2.68[кВт]

3. Определяем приведённые потери активной мощности в трансформаторе.

∆Р m i = 2(∆Рх.х i  + k ² з.m i *∆Рк.з i)[кВт]

где k з.m i – коэффициент загрузки трансформатора по каждому варианту.

∆Р m1 = 2*(1.84+0.79²*7.3) = 12.79[кВт]

∆Р m2 = 2*(2.68+0.79²*11.1) = 19.2[кВт]

4. Определяем годовые потери электроэнергии трансформатора.