Проектирование электроснабжения дизелестроительного завода

Минимум занимаемой площади.

Не  создание помех производственному  процессу.

Максимальное  выполнение требований техники безопасности.

Выполнение  требований архитектуры.

С целью определения места расположения ГПП и РП при проектировании строят картограмму электрических нагрузок. Картограмма представляет собой  размещённые на генплане предприятия  цеха окружности, площадь которых  соответствует в выбранном масштабе расчётным нагрузкам:

наносятся на генплан центры электрических  нагрузок каждого цеха;

определяется  масштаб активных и реактивных нагрузок, исходя из масштаба генплана.

Принимается для наименьшей нагрузки (цех №6) радиус R_а6=8 м, тогда

 (4.3)

 

 

Принимаем масштаб m=3кВт/м²

определяем  радиусы кругов для цеха №6:

 

 

 

Полученные  радиусы кругов наносим на генплан  предприятия. Радиусы кругов активной и реактивной мощности остальных  цехов определяются аналогично. Результаты расчётов остальных цехов сведены в таблицу 4.1.

 

 

№ цеха	РР, кВт	QР, кВар	Rрi, км	Rqi, км
1	60,64	42,07	43,5	236,5
2	1972,12	673,89	140	217,5
3	311,22	344,45	250	270
4	34,63	36,60	250	215,5
5	288,51	321,77	250	170
6	20,86	34,92	34,75	149
7	21,60	21,62	112,25	141,5
8	713,41	183,78	112,5	125,5
9	464,26	609,72	250	122,5
10	426,09	364,14	110,25	86,75
11	427,59	493,53	234,75	78
12	29,81	28,82	22,5	7,5
13	111,09	96,27	140	22,5
14	32,70	28,18	242,5	20
15	101,57	48,80	300	27,5

Таблица 4.2 – Результаты расчётов  радиусов круговых диаграмм

 

При выборе схемы электроснабжения предприятия  существенную помощь оказывает картограмма  нагрузок. По картограмме легко определить, требуется ли искать один или несколько  центров нагрузок.

Правильный  выбор места расположения  подстанций и РП на территории предприятия позволяет  составить наиболее рациональную схему  электроснабжения.

Таким образом, исходя из полученной картограммы, принимаем схему с одним распределительным пунктом.

При сооружении ЦТП предпочтение следует  отдавать комплектным трансформаторным подстанциям (КТП), полностью изготовленных на заводах.

Так как при сооружении ГПП в центре электрических нагрузок будут созданы помехи технологическому процессу, то необходимо ГПП вынести за территорию предприятия со смещением в сторону источника питания.

Полученные  активные, реактивные и полные нагрузки подстанций представлены в таблице 4.2.

 

 

 

Таблица 4.2 – Результаты расчёта нагрузок подстанций

 

№ ТП	Подключаемые  цеха(Ц) и ТП	Рр, кВт	Qр, кВар	Sсм, кВА
ГПП	ТП1,ТП2,ТП3,ТП4,ТП5,ТП6	4885,49	3755,23	6161,96
ТП1	Ц1, Ц2, Ц6, Ц7	1105,7	711,97	1320,38
ТП2	Ц3, Ц4	359,98	296,38	466,73
ТП3	Ц5	288,51	321,77	432,17
ТП4	Ц8, Ц9	644,69	793,5	1023,9
ТП5	Ц10, Ц12, Ц13	566,99	489,23	748,95
ТП6	Ц11, Ц14, Ц15	561,86	570,51	808,85

 

 

5 Выбор числа и предварительной мощности трансформаторов на ГПП и цеховых подстанциях

5.1 Выбор трансформаторов ГПП

 

Предварительно, без учета компенсации реактивной мощности, выбираем трансформатор ТДН  4000/35/10.

Коэффициент фактической загрузки:

 

 

 

5.2 Выбор трансформаторов ЦТП

Для ТП, расположенных снаружи, принимаются трансформаторы типа ТМ.

Для внутрицеховой установки принимаются  масляные трансформаторы типа ТМЗ закрытого исполнения, с повышенной механической прочностью стенок и крышки бака трансформатора, без расширителя.

Мощность  цеховых трансформаторов определяем по среднесменной потребляемой мощности, S_см, за наиболее нагруженную смену:

 

 

где     S_см - мощность цеха за наиболее загруженную смену, кВА;

           K_з - коэффициент загрузки трансформатора, К_з=0,7;

           n - число трансформаторов на подстанции;

S_{см для цеховых ТП определяется как сумма всех нагрузок низковольтных потребителей с учётом потерь в трансформаторах.}

Пример  расчета приводится для ТП 1:

 

 

         Предварительно, без учета компенсации,  по таблице 5.3 [2] для ТП 1 принимается   трансформатор ТМЗ-1600/10.

Результаты  выбора для остальных ТП представлены в таблице 9.

 

 

 

Таблица 5.1 – Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

 

№	Наименование цеха	Pр+Pо, кВт	Qр+Qо, квар	Sp, кВА	категория	№ ТП	n	колич ТП	Питание от	Sнт 0,4	Sтр	kз факт
1	Материальный склад	60,64	42,07	73,80	3				1
2	Литейный цех	1002,60	613,36	1175,34	1	1	2	1		943,13	1000,00	0,66
3	Ремонтно-механический цех	311,22	344,45	464,22	2	2	2	1		333,38	400,00	0,58
4	Склад оборудования и запасных частей	34,63	36,60	50,39	3				2
5	Рессорный цех	288,51	321,77	432,17	2	3	2	1		308,69	250,00	0,86
6	Пакгауз	20,86	34,92	40,68	3				1
7	Пожарное депо	21,60	21,62	30,56	2				1
8	Насосная	180,43	183,78	257,55	2				4
9	Арматурный цех	464,26	609,72	766,35	2	4	2	1		547,39	400,00	0,96
10	Кузнечно-прессовый цех	426,09	364,14	560,49	2	5	2	1		718,93	630,00	0,80
11	Штамповочно-механический цех	427,59	493,53	653,00	2	6	2	1		577,75	630,00	0,64
12	Гараж	29,81	28,82	41,46	3				5
13	Лаборатории	111,09	96,27	147,00	2				5
14	Заводоуправление	32,70	28,18	43,17	2				6
15	Столовая	101,57	48,80	112,68	3				6

 

6 Компенсация реактивной мощности в электрических сетях предприятия

Одним из основных вопросов, решаемых при  проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий, является вопрос о компенсации реактивной мощности.

Передача  значительного количества реактивной мощности из энергосистемы к потребителям нерациональна, так как при этом возникают дополнительные потери активной мощности во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью, и дополнительные потери напряжения в питающих сетях.

Компенсация реактивной мощности является одним  из основных направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок предприятий.

 

6.1 Определение экономически обоснованной величины входной реактивной мощности

Основой для расчёта экономически целесообразного  значения реактивной мощности потребляемой из сети энергосистемы в часы больших  нагрузок электрической сети является значение нормативного коэффициента реактивной мощности -

Согласно  Приказу № 49 от 22 февраля 2007 года «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)» Минпромэнерго .

  - экономическое значение реактивной мощности (РМ) потребляемой из сети энергосистемы в часы больших нагрузок электрической сети

,

где  и - математическое ожидание расчётной активной и реактивной  мощности потребителя на границе балансового разграничения с энергосистемой.

;

  + ,

где  и - расчётные нагрузки, определяемые по расчёту электрических нагрузок, таблица №5;

       - коэффициент приведения расчетной нагрузки к математическому ожиданию. Согласно [1] может быть принят равным 0,9;

 и  - соответственно потери активной и реактивной мощности в трансформаторах ГПП.

 

Приближенно потери мощности учитываются в соответствии с выражениями.

;

.

;

;

.

 

Так как значение намного меньше потребляемой реактивной мощности , то делается вывод о необходимости установки средств компенсации реактивной мощности (КРМ) на данном предприятии.

 

 

6.2 Определение мощности установок компенсации, устанавливаемых в сети 0,4 кВ.

Наибольшее  значение реактивной мощности , которое может быть передано через масляные трансформаторы в сеть 0,4 кВ при заданном коэффициенте загрузки трансформаторов:

 

,

Наибольшее  значение реактивной мощности для ТП1

.

Мощность  низковольтных батарей конденсаторов  по критерию выбора минимального числа цеховых трансформаторов

 

,

где - расчётная реактивная нагрузка для данной группы трансформаторов.

Расчетная реактивная нагрузка для ТП1 определяется как сумма низковольтных реактивных нагрузок цехов № 1,2,6,7.

 

Мощность  низковольтных батарей конденсаторов  для ТП1

.

На  ТП 1 не требуется компенсация реактивной мощности.

Расчёты для остальных узлов нагрузки производятся аналогично. Результаты сводятся в таблицу 6.

Ддя компенсации реактивной мощности выбираем установки компенсации реактивной мощности низкого напряжения регулируемые тиристорные с дросселями КРМТФ – 0,4 кВ.

На  ТП2 требуется компенсация реактивной мощности, для установки выбираем установку компенсации КРМТФ-0,4-175-25 с максимальной мощностью 175квар с шагом регулирования 25квар. Для остальных ТП выбор осуществляем аналогично, результаты сводим в таблицу 6.

Установка установок компенсации производится в соответствии с требованиями главы 5.6 [ПУЭ] в помещении цеховой ТП с подключением к  сборным шинам низкого напряжения.

 

Таблица 6 - Определение мощности компенсирующих устройств

Pр+Pо, кВт	Qр+Qо, квар	Sp, кВА	№ ТП	n	Sтр	kз факт	Qтр	Qнк	Тип установки
1105,70	711,97	1320,38	1	2	1000	0,66	1071,93	-359,96	-359,96
359,98	296,38	466,73	2	2	250	0,93	136,53	159,85	КРМТФ-0,4-175-25
288,51	321,77	432,17	3	2	250	0,86	254,93	66,84	КРМТФ-0,4-100-25
464,26	609,72	766,35	4	2	400	0,96	404,87	204,85	КРМТФ-0,4-225-25
747,42	673,01	1006,50	5	2	630	0,80	618,59	54,42	КРМТФ-0,4-100-25
561,86	570,51	808,85	6	2	400	1,01	252,53	317,98	КРМТФ-0,4-350-25

 

 

6.3Анализ баланса реактивной мощности на границе балансового разграничения с энергосистемой. Определение мощности батарей конденсаторов, в сети 6-10 кВ