Дипломная работа: Модернизация системы электроснабжения цеха по производству хлебобулочных изделий ООО "Пальмира"

1.5 Определение нагрузки цеха с учетом потерь в линиях и трансформаторах

1.5.1 Активная мощность с учетом потерь

Ррґ =∆Ртр+∆Рл+Рр=0,2∙Sр+0,03∙Sр+Рр, (1.12)

где Ррґ –активная мощность с учетом потерь, кВт;

∆Ртр–потери активной мощности в трансформаторе, кВт; [5]

∆Рл–потери активной мощности в линиях электропередач, кВт [5]

Рґр=0,02∙275,63+0,03∙275,63+197,72=211,50 кВт

1.5.2 Реактивная мощность с учетом потерь

Qґр=Qр+∆Qтр=Qр+0,1∙Sр, (1.13)

где Qґр–реактивная мощность с учетом потерь, кВАр;

∆Qтр–потери реактивной мощности в трансформаторе, кВАр [5]

Qґр=192,03+0,1∙275,63=219,60 кВАр

1.5.3 Полная расчетная мощность с учетом потерь

Sґр= (1.14)

Sґр= кВА

1.5.4 Коэффициенты мощности

Коэффициент активной мощности

cosцґ=, (1.15)

где cosцґ – коэффициент активной мощности с учетом потерь

cosцґ=

Требуемый коэффициент активной мощности по предприятию .

Коэффициент реактивной мощности

tgцґ= (1.16)

где tgцґ – коэффициент реактивной мощности с учетом потерь

tg цґ=

1.5.5 Компенсация реактивной мощности

Компенсация реактивной мощности (КРМ) является неотъемлемой частью задачи электроснабжения промышленного предприятия. Компенсация реактивной мощности одновременно с улучшением качества электроэнергии в сетях промышленных предприятий является одним из основных способов сокращения потерь электроэнергии.

Электрические сети предприятий по функциональным признакам работы электроустановок и средствам КРМ условно подразделяют на сети общего назначения и сети со специфическими (нелинейными, несимметричными и резкопеременными) нагрузками. В качестве средств КРМ в сетях общего назначения применяют высоковольтные и низковольтные конденсаторные батареи и синхронные электродвигатели. В сетях со специфическими нагрузками, кроме того, применяют фильтры высших гармоник, статические компенсаторы реактивной мощности, специальные быстродействующие синхронные компенсаторы, симметрирующие и фильтросимметрирующие устройства.

Количество реактивной мощности, которую необходимо скомпенсировать

, (1.17)

где  – расчетный коэффициент реактивной мощности

=tg цґ=1,04

 – требуемый коэффициент реактивной мощности.

Требуемый коэффициент активной мощности , тогда

=

 (1.18)

Qкомп=211,50∙(1,04–0,48)=117,16 кВАр

Для компенсации выбираем две конденсаторные установки типа УКБ – 0,38–50УЗ. Общая мощность компенсаторных устройств Qк1=100 кВАр. Компенсация получается неполной. Количество не скомпенсированной мощности

Qост = Qґр – Qк1

Qост=219,60–2∙50=119,60 кВАр

Полная расчетная мощность с учетом компенсации

 кВАр

1.6 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии промышленных предприятий. Выбор мощности силовых трансформаторов следует осуществлять с учетом экономически целесообразного режима их работы и соответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключении одного из трансформаторов.

Намечаем два варианта расчета числа и мощности трансформаторов при равной надежности схемы электроснабжения.

Таблица 1.3

1.6.1 Вариант I

Коэффициент загрузки

вI=, (1.19)

где SHI – номинальная мощность трансформатора, кВА

вI=

Потери активной мощности

∆РI=nI∙(∆PxxI+вI2∙∆PкзI), (1.20)

где ∆РI – потери активной мощности, кВт;

nI – количество трансформаторов;

∆РxxI – потери холостого хода, Вт;

∆Ркз – потери при коротком замыкании, Вт

∆РI=2∙ (0,5+0,72∙2,6)=3,52 кВт

Потери реактивной мощности

∆QI=nI∙, (1.21)

где ∆QI – потери реактивной мощности, кВАр;

Ixx – потери тока холостого хода, %;

Uк – потери напряжения при протекании токов короткого замыкания, %;

∆QI= кВАр

Потери активной энергии за год

∆WГI=nI(∆PxxI ∙TB+вI2∙∆PкзI∙фн), (1.22)

где ∆WГI – потери активной энергии за год, кВт∙ч;

ТВ – время включения оборудования в течение года, тыс. ч;

ф Н – время потерь в режиме нагрузки, тыс. ч;

Для двухсменного режима работы:

ТВ=4000 тыс. ч [5]

фН=2000 тыс. ч [5]

∆WГI=2∙ (0,5∙4000+0,72∙2,6∙2000)=9035 кВт∙ч

Потери реактивной энергии за год

∆VГI=nI∙ (1.23)

∆VГI= кВАр

Стоимость потерь за год

CnI=(m1∙∆PI +m2∙∆WГI)+(n1ґґ∙∆QI+n2ґґ∙∆VГI), (1.24)

где m1 – удельная стоимость потерь активной мощности 1 кВт;

m1=60 [5]

m2 – удельная стоимость потерь активной энергии 1 кВт∙ч;

m2=0,015 [5]

n1ґґ – удельная стоимость потерь реактивной мощности 1 кВАр;

n1ґґ=1,2 [5]

n2ґґ – удельная стоимость потерь реактивной энергии кВАр∙ч;

n2ґґ=0,0004 [5]

CnI=(60∙3,52+0,015∙9035)+(1,2∙14,65+0,0004∙30807,14)=376,48 тыс. руб.

Капитальные затраты на приобретение и монтаж трансформаторов

КI=ЦI∙nI (1.25)

где ЦI=90860 тыс. руб. – номинальная стоимость трансформатора на момент установки или монтажа [5]

КI =90860∙2=181720 тыс. руб.,

Приведенные годовые затраты

ЗГI=0,15∙KI+6,4∙+CnI (1.26)

ЗГI=0,15∙181720+6,4∙+376,48=39264,56 тыс. руб.

Аналогично производим расчет второго варианта: четыре трансформатора мощностью 100 кВА каждый.

Результаты сводим в таблицу 1.4.

Таблица 1.4

На основании технико-экономического расчета по показателям выбираем наиболее рациональный трансформатор. Таким образом, устанавливаем на подстанции два трансформатора мощностью 160 кВА каждый.

1.7 Выбор схемы электроснабжения с разбивкой потребителей по группам, с определением расчетной мощности потребителя по группам

Разбросанные по цеху мелкие потребители объединены в группы и запитываются проводом АПВ в асбестовой трубе от распределительных пунктов (РП). Это позволяет защитить проводники от механических повреждений, кроме того, цех не будет загроможден электропроводкой, что дает возможность установления нового оборудования при расширении производства. Распределение электроэнергии происходит через распределительные шинопроводы типа ШРА. РП запитываются кабелем с шин цеховой подстанции. Кабели расположены в лотках, которые крепятся к потолку.

Рассмотрим РП-1

1.7.1 Суммарная установленная мощность группы потребителей

∑Руст=n1∙Рном1+ n3∙Рном3+ n4∙Рном4+ n5∙Рном5+ n6∙Рном6+ n7∙Рном7+ n8∙Рном8+ n9∙Рном9

∑Руст=4∙4+2∙2,2+1∙5,5+5∙1,5+1∙0,75+1∙3+1∙4+1∙0,25=36,90 кВт

1.7.2 Среднесменная активная мощность группы потребителей

∑Рсм=∑Руст1∙Ки1+∑Руст3∙Ки3+∑Руст4∙Ки4+∑Руст5∙Ки5+∑Руст6∙Ки6+∑Руст7∙Ки7+

+∑Руст8∙Ки8+∑Руст9∙Ки9

∑Рсм=16∙0,6+4,4∙0,65+5,5∙0,65+7,5∙0,6+0,75∙0,6+3∙0,6+4∙0,65+0,25∙0,45=22,95кВт

1.7.3 Среднесменная реактивная мощность группы потребителей

∑Qсм=Рсм1∙tg1+Рсм3∙tgц3+Рсм4∙tgц4+Рсм5∙tgц5+Рсм6∙tgц6+Рсм7∙tgц7+

+Рсм8∙tgц8+ Рсм9∙tgц9=26,9 кВт

1.7.4 Средний коэффициент использования для группы А:

Киср=

Киср==0,45

1.7.5 Эффективное число электроприемников для группы А

nэ=

nэ=

Принимаем nэ=1.

1.7.6 Определяем коэффициент максимума по графику

Км=1,6 [8]

1.7.7 Расчетная активная мощность для группы А

РрА=Км∙∑Рсм=Км∙(∑Руст9∙Ки9)

РрА=1,6∙ (0,25∙0,45)=0,18 кВт

1.7.8 Расчетная активная мощность для группы В

РрВ=РсмВ=∑Руст1∙Ки1+∑Руст3∙Ки3+∑Руст4∙Ки4+∑Руст5∙Ки5+∑Руст6∙Ки6+

+∑Руст7∙Ки7+∑Руст8∙Ки8

РрВ=16∙0,6+4,4∙0,65+5,5∙0,6+3∙0,6+0,75∙0,6+3∙0,65+4∙0,65=22,84 кВт

1.7.9 Полная расчетная активная мощность

Рр=РрА+РрВ

Рр=0,18+22,84=23,02 кВт

1.7.10 Расчетная реактивная мощность для группы A

QpA=Kмґ∙∑Qсм=Кмґ∙(Рсм9∙tgц9),

где Кмґ=1,1, т. к. nэ=1<10

QpA=1,1∙(0,11∙1,33)=0,17 кВАр

1.7.11 Расчетная реактивная мощность для группы B

QрВ=Рсм1∙tgц1+Рсм3∙tgц3+Рсм4∙tgц4+Рсм5∙tgц5+Рсм6∙tgц6+Рсм7∙tgц7+Рсм8∙tgц8

QрВ=9,6∙0,88+2,86∙1,02+3,58∙1,02+1,8∙1,98+0,45∙1,52+1,95∙1,52+0,11∙1,73=26,75 кВАр

1.7.12 Полная расчетная реактивная мощность

Qр=QрА+QрВ

Qр=0,17+26,75=26,92 кВАр

1.7.13 Расчетная полная мощность

Sp=

Sp= кВА

1.7.13 Расчетный ток на группу потребителей

Ip=, (1.27)

где Uс=0,38 кВ – напряжение системы.

Ip= А

Таблица 1.5

Страницы: 1, 2, 3, 4