Проект электрокотельной ИГТУ (стр. 5 из 28)
 |
Qм=1,1 ∙ Qсм = 1,1 ∙ 32,33 = 35,56кВар
 |
Нагрузка 6 кВ:
Асинхронные двигатели.
Pсм=Pм=Pн×n×Ки=315×2×0,9=567 кВт.
Qсм=Qм=Pсм×tgj=567×0,51=289,2 кВар.
Pсм=Pм=Pн×n×Ки=200×2×0,9=360 кВт.
Qсм=Qм=Pсм×tgj=360×0,51=183,6 кВар.
Pсм=Pм=Pн×n×Ки=10000×6×0,8=48000 кВт.
Qсм=Qм=Pсм×tgj=48000×0,33=15840 кВар.
Расчет нагрузок на ЩСУ-2 аналогичен. Результаты расчета заносим в таблице нагрузок 6
| №n | Наименованиеэлектроприёмников | КоличествоЭл.приёмников | Уст.мощ-ть приведённаяК 100 % | КИСП | cosf | tgF | m | nэ | Средняя нагрузка за наиболее загруженную смену | Км | Максимальнаямощность | Imax | |||||
| одного | общая | Рсм,кВт | Qсм,кВар | Рmax | Qmax | Smax | |||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | |
| РУ – 0,4 | |||||||||||||||||
| ЩСУ - 1 | |||||||||||||||||
| 1 | Н.А.Б. | 1 | 11 | 11 | 0,65 | 0,8 | 0.75 | 7.15 | 5.36 | ||||||||
| 2 | К.Н. | 1 | 5,5 | 5,5 | 0,65 | 0,8 | 0.75 | 3.6 | 2.7 | ||||||||
| 3 | Н.О.П. | 1 | 11 | 11 | 0,65 | 0,8 | 0.75 | 7.15 | 5.36 | ||||||||
| 4 | Д.Н. | 1 | 7,45 | 7,45 | 0,65 | 0,8 | 0.75 | 4.84 | 3.63 | ||||||||
| 5 | Кран-балка | 3.821 | 6.6 | ||||||||||||||
| 5.а | Двигаталь хода балки | 1 | 11,34 | 38,21 | 0,1 | 0,5 | 1.73 | 1.134 | |||||||||
| 5.б | Двигаталь хода тележки | 1 | 3,47 | 0,1 | 0,5 | 1.73 | 0.3465 | ||||||||||
| 5.в | Двигаталь подъема / спуска | 1 | 23,4 | 0,1 | 0,5 | 1.73 | 2.34 | ||||||||||
| 6 | Рабочее освещение | 1 | 14,55 | 14,55 | 0,85 | 0,95 | 0.7 | 12.4 | 8.68 | ||||||||
| Всего по ЩСУ - 1 | 8 | 3,47-23,4 | 87,71 | m>3 | 8 | 38.96 | 32.33 | 1.52 | 59.22 | 35.56 | 69.1 | 104.7 | |||||
| ЩСУ – 2 | |||||||||||||||||
| 1 | Н.А.Б. | 1 | 11 | 11 | 0,65 | 0,8 | 0.75 | 7.15 | 5.36 | ||||||||
| 2 | К.Н. | 1 | 5,5 | 5,5 | 0,65 | 0,8 | 0.75 | 3.6 | 2.7 | ||||||||
| 3 | Н.О.П. | 1 | 11 | 11 | 0,65 | 0,8 | 0.75 | 7.15 | 5.36 | ||||||||
| 4 | Д.Н. | 1 | 7,45 | 7,45 | 0,65 | 0,8 | 0.75 | 4.84 | 3.63 | ||||||||
| 5 | Аварийное освещение | 1 | 6,6 | 6,6 | 0,85 | 0,95 | 0.7 | 5.61 | 3.93 | ||||||||
| Всего по ЩСУ - 2 | 5 | 5,5-11 | 41,55 | m>3 | 4 | 28.35 | 20.98 | 1.29 | 36.57 | 23.1 | 43.3 | 65.6 | |||||
| Общ. нагрузка 0,4 кВ. | 13 | 3,47-23,4 | 129,26 | 67.31 | 53.31 | ||||||||||||
| РУ – 6 кВ. | |||||||||||||||||
| 1 | С.Н.- 1 ступени | 2 | 315 | 630 | 0,9 | 0,89 | 0.51 | 567 | 289.2 | 567 | 289.2 | ||||||
| 2 | С.Н.- 2 ступени | 2 | 200 | 400 | 0,9 | 0,89 | 0.51 | 360 | 183.6 | 360 | 183.6 | ||||||
| 3 | Электрокотёл | 6 | 10000 | 60000 | 0,8 | 0,95 | 0.33 | 48000 | 15840 | 48000 | 15840 | ||||||
| Общ. нагрузка 6 кВ. | 10 | 200-10000 | 61030 | 48927 | 16312.8 | 48927 | 16312.8 | ||||||||||
| Общая нагрузка | 23 | 3,47-10000 | 61159,26 | 48994.31 | 16366.11 | 48963.57 | 16335.9 | 51616.79 | |||||||||
таблица 3.6.
3.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ
Построение картограммы нагрузок
Для определения месторасположения ГПП при проектировании систем электроснабжения на генеральный план электрокотельной наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой размещённые на генеральном плане окружности, причём площадь окружности, в выбранном масштабе равна расчётной нагрузки электрокотельной. Площадь круга в определённом масштабе равна расчётной нагрузке электрокотельной:
из этого выражения радиус окружности: 
, где Рi – мощность электрокотельной, m=15 
– масштаб для определения радиуса круга. Представим таблицу с величинами нагрузок электрокотельной:Таблица 3.3. Нагрузки электрокотельной.
| Наименование | Нагрузка, кВт | |
| 6 кВ | 0,4 кВ | |
| Электрокотельная | 48963,57 | 95,79 |
По приведённой выше формуле рассчитаем радиус окружности. Так же определим угол сектора нагрузки 0.4 кВ для электрокотельной.
Определение центра электрических нагрузок.
Подстанция ГПП, является одним из основных звеньев системы электроснабжения. Поэтому оптимальное размещение подстанций на территории электрокотельной важнейший вопрос при построении рациональных систем электроснабжения. Наивыгоднейшей точкой размещения источника питания (ГПП) является точка центра электрических нагрузок (ЦЭН).
Размещение источника или распределительного пункта питания как можно ближе к ЦЭН преследует следующие цели:
1.минимизацию суммарной длины внутригрупповой сети;
2.обеспечение по возможности более близких друг к другу уровней напряжения у потребителей;
3.минимизацию потерь электроэнергии или суммарных приведённых годовых затрат.
Расчёт ЦЭН будем производить по нагрузке электрокотельной Приведём данные нагрузки и координаты в таблицу. Для определения координат нагрузки произвольным образом начертим координатные прямые на генеральном плане электрокотельной.
Таблица 9. Таблица мощности и координат нагрузки для определения ЦЭН.
| Название электроприёмника | Мощность, кВт | Координаты | |
| X | Y | ||
| Электрокотельная | 48963,57 | 190 | 80 |
Координаты ЦЭН определим по формулам:
Рассчитанная точка получилась в центре помещения электрокотельной. Переносим месторасположение ГПП в точку удобную по технологическим соображениям. Экономически более выгодно смещать п/ст в сторону питающей линии. Укажем на генеральном плане местоположение понижающей подстанции.
3.4 ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ И ГПП
3.4.1 ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩЕГО УСТРОЙСТВА НА НАПРЯЖЕНИЕ 0.4 КВ
Для уменьшения потерь в электрических сетях необходимо добиться минимума потребления реактивной мощности, так как при передачи реактивной энергии необходимой для создания эл/магнитных полей трансформаторов, двигателей происходит увеличение полной мощности, передаваемой к потребителю. Для компенсации реактивной мощности на практике применяют батареи конденсаторов или специальные компенсирующие устройства. Так как проектируемая КТП находится в одном здании с РУ 6 кВ и питание трансформаторов осуществляется с неё, то следовательно расстояние на которое необходимо передавать мощность идущую на приёмники 0.4 кВ невелико, поэтому будут малы и потери мощности обусловленные передачей излишней реактивной энергии. В связи с перечисленными факторами можно отказаться от компенсации реактивной мощности в сети 0.4 кВ. И произвести её на шинах распределительного устройства 6 кВ
3.4.2 ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩЕГО УСТРОЙСТВА НА 6 КВ
Энергосберегающей организацией задано в часы максимума нагрузки значение tan(
) держать равным 0.31Определим оптимальную мощность, которая передаётся из сети в часы максимума потребления активной мощности:
кВарРеактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать на одной секции шин 6 кВ, определим как:
кВарВ качестве компенсирующего устройства выбираем комплектные конденсаторные установки по одной на каждую секцию КУ6-II с БРВ-1 с QКУ6=500 кВар
Определим теперь действительное значение tan(
): 
значение тангенса соответствует заданного уровня, КУ требуемой мощности ( 500 кВар).
3.5 РАСЧЕТ И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ
3.5.1 Расчет и выбор числа и мощности трансформаторов цеховой подстанции
Выбор КТП цеха.
Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальной работы при отключении одного из них. Для выбора мощности цеховой ТП необходимо знать среднюю расчетную мощность за максимально загруженную смену (таблица 3).
Рсм = 67,31 кВт;Qсм = 53,31 квар
В связи с преобладанием потребителей I категории принимаем коэффициент загрузки равным 0,65. К установке принимаем трансформаторы с номинальной мощностью SНТ=100кВА.
Определим минимально необходимое число цеховых трансформаторов:
NMIN = PCM/(КЗ ∙ SНТ) + DN = 67,31/(0,6∙100) + 0,76 =1,1≈2
Оптимальное число трансформаторов:
NОП = NMIN + m = 2 +0 = 2
где m = 0 определено
Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через 2 трансформатора:
QMT =
=99,3 кварМощность компенсирующих установок :