Расчет необходимой мощности установки КРМ-0,4. Установочная мощность и расчетная мощность

7. Определение установленной и расчетной мощности осветительной установки

Установленная мощность (Руст) состоит из мощности ламп, выбранных для освещения помещений. При подсчете Руст ламп следует суммировать отдельно мощность ламп накаливания (Рлн), люминесцентных ламп низкого давления (Рлл), дуговых ртутных ламп высокого давления (Ррлвд).

Расчетная нагрузка для ламп накаливания определяется умножением установленной мощности ламп на коэффициент спроса:

Рр лн = Рлн  Кс. (7.1)

В осветительных установках с разрядными лампами при определении расчетной мощности необходимо учитывать потери мощности в пуско-регулирующей аппаратуре (ПРА):

1) для люминесцентных ламп

Рр лл = (1,05 … 1,2)Рлл  Кс; (7.2)

нижнее значение - 1,05 принимается для ламп с электронной ПРА; 1,2 - для ламп с электромагнитной ПРА;

2) для дуговых ртутных ламп ДРЛ, ДРИ

Рр рлвд = (1,05 … 1,1) Ррлвд  Кс; (7.3)

нижнее значение - 1,05 принимается для ламп с электронной ПРА; 1,2 - для ламп с электромагнитной ПРА;

Значение коэффициента спроса для сети рабочего освещения для данного здания, состоящего из отдельных крупных пролетов принимаем равным 0,95 [1].

Определим расчетную мощность для первой группы:

Рр1 = 1,05 Ррлвд  Кс = 1,0584000,95 = 2993 Вт;

Расчет остальных групп аналогичен. Результаты расчетов сведем в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 – Значения установленных и расчетных мощностей групп осветительной установки

Номер группы	Мощность, Вт
Номер группы	Установленная	Расчетная	Суммарная по группам	Общая мощность осветительной установки
1	3200	3192	17376	23859
2	3200	3192
3	3200	3192
4	3200	3192
5	3200	3192
6	1600	1596
7	600	571	3615
8	600	571
9	600	571
10	600	571
11	600	571
12	400	380
13	400	380
14	520	495	2868
15	800	761
16	520	495
17	390	356
18	800	761

8. Выбор типа, определение места расположения групповых щитков и трассы электрической сети

При выборе типа щитков освещения учитываются условия среды в помещениях, способ установки щитка, количество и тип установленных в них аппаратов защиты.

Конструктивно щитки изготавливаются для открытой установки на стенах (колоннах, строительных конструкциях) и для утопленной установки в нишах стен. При размещении их следует выбирать помещения с более благоприятными условиями среды.

Место расположения щитков освещения определяется следующими требованиями:

в местах, удобных для управления;

в центре электрических нагрузок;

сведение к минимуму или полное исключение обратных потоков мощности [1].

Так как щитки групповые, то выберем щитки освещения серии ОЩ навесного исполнения [1].

Результаты выбора щитков и их основные технические характеристики приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Технические характеристики щитков освещения серии ОЩ

Обозначение на плане	Тип щитка	Типоисполнение шкафа	Номинальный ток, А	Тип вводного выключателя	Тип/Количество выключателей на фидерах
Обозначение на плане	Тип щитка	Типоисполнение шкафа	Номинальный ток, А	Тип вводного выключателя	однополюсных	трехполюсных
ЩО1	ПР 11-3050-21У3	навесное	100	AE2066	-	AE2046Б/6
ЩО2	ПР 11-3046-54У1	навесное	63	AE2066	AE2044/6	-

Продолжение таблицы 8.1

ЩО1а

ПР 11-3046-54У1

навесное

100

AE2066

AE2044/7

С учетом выбранного места расположения щитков освещения определим длины трасс участков осветительной сети и занесем данные в таблицу 8.2.

Таблица 8.2 - Длины участков осветительной сети

Участок	Обозна-чение	Длина, м	Участок	Обозна-чение	Длина, м
КТП – ЩО1	Гр1	28	ЩО1а – Гр.10	L10	8
ЩО1 – ЩО2	L12	88	ЩО1а – Гр. 11	L11	12
ЩО1 – Гр. 1	Гр1	48	ЩО1а – Гр. 12	L12	17
ЩО1 – Гр. 2	Гр2	35	ЩО1а – Гр. 13	L13	11
ЩО1 – Гр. 3	Гр3	20	ЩО2 – Гр. 14	L14	6,5
ЩО1 – Гр. 4	Гр4	27	ЩО2 – Гр. 15	L15	6,5
ЩО1 – Гр. 5	Гр5	35	ЩО2 – Гр. 16	L16	40,5
ЩО1 – Гр. 6	Гр6	47	ЩО2 – Гр. 17	L17	15,8
ЩО1а – Гр. 7	Гр7	15,8	ЩО2 – Гр. 18	L18	23,3
ЩО1а – Гр.8	Гр8	20,8	КТП – ЩО1а	L01	24
ЩО1а – Гр. 9	Гр9	17,5

studfiles.net

8.3 Расчёт коэффициента активной мощности

Коэффициент активной мощности проектируемого объекта отражает, какую часть расчетная активная мощность Pр составляет от полной расчетной мощности Sр.

cosр = Pр / Sр , (8.4)

cosр = 624,46 / 773,15 = 0,81

Коэффициент реактивной мощности tgр определяется из отношения:

tgр = Qр / Рр, (8.5)

tgр = 455,86 / 773,15 = 0,59

Активная мощность отражает энергетическую сторону технологического процесса и зависит от количества выпускаемой продукции в единицу времени; реактивная мощность Qр имеет колебательный обменный характер с источником электрической энергии энергосистемы и создает дополнительную нагрузку для генераторов, трансформаторов линий электропередач, что приводит к дополнительным капиталовложениям.

8.4 Расчёт реактивной мощности компенсирующей установки

Сравнительный анализ потоков реактивных мощностей (отпущенной энергосберегающей организацией и суммарной расчетной) показывает, что на проектируемом предприятии необходимо часть реактивной мощности компенсировать и повысить коэффициент активной мощности до заданного значения.

В качестве компенсатора реактивной мощности на предприятиях пищевой промышленности используют конденсаторные батареи, которые выпускаются промышленностью в виде конденсаторных комплектных установок.

Мощность компенсирующего устройства Qку, квар, вычисляется из выражения:

Qку =∑ Qp – Qэ = ∑ Рр  (tgср – tgэ) (8.6)

где ∑ Qp – суммарная расчетная реактивная мощность, кВ  Ар;

Qэ – оптимальная реактивная мощность, задаваемая энергосистемой;

∑ Qp – суммарная расчетная активная мощность, кВт;

tgср – средневзвешенный расчетный коэффициент реактивной мощности; tgср =0,76;

tgэ – коэффициент реактивной мощности, заданный энергосистемой; tgэ =0,33.

Qку = 624,46  (0,59 – 0,33) = 162,36 кВ  Ар.

В качестве компенсирующего устройства выбираем комплексную конденсаторную установку типа УК 0,38-350Н с номинальной мощностью 200 кВАр.

8.5 Выбор места расположения трансформаторной подстанции, числа и мощности трансформаторов

Трансформаторные подстанции предназначены для преобразования электрической энергии одного уровня напряжения в электрическую энергию другого уровня напряжения.

Полную расчетную мощность (Sр, кВ·А) на шинах вторичного напряжения трансформаторной подстанции определяют по формуле:

Sр = Kм  [9], (8.7)

где Kм – коэффициент разновременности максимумов нагрузок, принимаемый равным от 0,85 до 0,95;

–суммарная расчетная активная мощность кВт;

–суммарная расчетная реактивная мощность квар.

Sр = 0,90  ,кВА

Трансформаторная подстанция обеспечивает прием электроэнергии от электросистемы и распределение ее по цехам и объектам предприятия.

Для обеспечения минимума затрат на строительство и эксплуатацию трансформаторной подстанции ее размещают в центре электрических нагрузок завода, то есть размещают в близи наиболее энергоемкого цеха.

Число трансформаторов на подстанции определяется категорией предприятия. Для потребителей 1-й и 2-й категории целесообразно установить 2 трансформатора одного типа, что позволяет обеспечить работу при выходе из строя одного из трансформаторов при отключенных приемниках 3-й категории.

Фактическое потребление энергии мощностью Sр, кВА, предприятием с

учётом компенсации реактивной мощности определяют по формуле:

Sр = кВ·А [9]. (8.8)

Sр = = 689,99 кВА.

Данные расчёта реактивной мощности компенсирующего устройства и выбора трансформаторы представлены в таблице 8.5.

Таблица 8.5 – Результаты расчёта электрической нагрузки предприятия

Тип трансформатора

Расчётная активная мощность ТП, Pр, кВт

Расчётная полная мощность, Sр, кВА

Расчётная реактивная мощность ТП, Qр, квар

Номиналь-ная мощность ТП, Sр, кВА

без учёта компен-сации

с учётом компен-сации

ТМ-630/10

(2 штуки)

624,46

689,99

163,36

293,5

1260

На трансформаторной подстанции предприятия устанавливаем 2 трансформатора типа ТМ-630/10с номинальной мощностью 1260 кВ∙А

studfiles.net

Расчет необходимой мощности установки КРМ-0,4

ТОП 10:

Компенса́ция реакти́вной мо́щности — целенаправленное воздействие на баланс реактивной мощности в узле электроэнергетической системы с целью регулирования напряжения, а в распределительных сетях и с целью снижения потерь электроэнергии[1]. Осуществляется с использованием компенсирующих устройств. Для поддержания требуемых уровней напряжения в узлах электрической сети потребление реактивной мощности должно обеспечиваться требуемой генерируемой мощностью с учетом необходимого резерва. Генерируемая реактивная мощность складывается из реактивной мощности, вырабатываемой генераторами электростанций и реактивной мощности компенсирующих устройств, размещенных в электрической сети и в электроустановках потребителей электрической энергии.

Компенсация реактивной мощности особенно актуальна для промышленных предприятий, основными электроприёмниками которых являются асинхронные двигатели, в результате чего коэффициент мощности без принятия мер по компенсации составляет 0,7— 0,75. Мероприятия по компенсации реактивной мощности на предприятии позволяют:

· уменьшить нагрузку на трансформаторы, увеличить срок их службы,

· уменьшить нагрузку на провода, кабели, использовать их меньшего сечения,

· улучшить качество электроэнергии у электроприемников (за счёт уменьшения искажения формы напряжения),

· уменьшить нагрузку на коммутационную аппаратуру за счет снижения токов в цепях,

· избежать штрафов за снижение качества электроэнергии пониженным коэффициентом мощности,

· снизить расходы на электроэнергию.

Р – потребляемая активная мощность;

S и S’ – полная мощность до и после компенсации;QC – требуемая емкостная мощность;QL и QL’ – индуктивная составляющая реактивной мощности до и после компенсации.

Для выбора компенсирующего устройства (КУ) необходимо знать:

– расчетную реактивную мощность КУ;

– тип компенсирующего устройства;

– напряжение КУ.

Расчетную реактивную мощность КУ можно определить из соотношения:

Qк.р = αРм (tgφ – tgφк),

где α – коэффициент, учитывающий повышение cos φ естественным способом, принимается α = 0,9; tgφ, tgφк – коэффициенты реактивной мощности до и после компенсации.

Компенсацию реактивной мощности по опыту эксплуатации производят до получения значения cosφк = 0,92 ... 0,95.

Задавшись cos φк из этого промежутка, определяют tgφк.

Значения Рм,,tgφ выбираются по результату расчета нагрузок из «Сводной ведомости нагрузок».

Задавшись типом КУ, зная Qк.р.и напряжение, выбирают стандартную компенсирующую установку, близкую по мощности.

Применяются комплектные конденсаторные установки (ККУ) или конденсаторы, предназначенные для этой цели.

tgφф = tgφ – Qк.ст. /α Рм,

где Q к.ст. – стандартное значение мощности выбранного компенсирующего устройства КУ, квар.

По tgφ определяют cosφ.

Поtgφф определяется фактический коэффициент мощности cosφф:

cosφф = cosφ (arctgφф).

Структура условного обозначения компенсирующих устройств представлена на рис. 8.1.

Рис. 8.1. Структурная схема условного обозначения компенсирующего устройства

Определяется расчетная мощность КУ.

Qк.р = α Рм(tgα – tgφк) = 0,9«106,2«(1,33 – 0,29) = 99,4 квар.

Принимается cosφк = 0,96, тогда tgφк = 0,29.

Выбираем компенсирующую установку типа КРМ-0,4-100-УХЛ4 в количестве 1 штук.

Тип исполнения установки	Мощность, кВАр	Номинальный ток фазы, А	Габаритные размеры (ВхШхГ)
К2-0.4-100-УХЛЗ			600 х 600 х 200

Поскольку все ШС имеют коэффициент мощности ниже 0,95 , то необходимо выбрать компенсирующие установки для каждого ШС.

Таблица - Выбор КУ для ШС

№	Мощность, кВт			K	кВАр	Тип и мощность КУ	Количество КУ
ШС-1	106,2	0,6	0,96	1,04	99,4	УК2-0,4-100-УХЛ3
ШС-2		0,88	0,96	0,25	14,85	УК2-0,4-15-УХЛ3
ШС-3		0,88	0,96	0,25	8,77	УК2-0,4-10-УХЛ3
ШС-4		0,88	0,96	0,25	21,6	УК2-0,4-25-УХЛ3
ШС-5		0,86	0,96	0,30	10,8	УК2-0,4-15-УХЛ3
ШС-6		0,87	0,96	0,28	13,6	УК2-0,4-15-УХЛ3
ШС-7		0,88	0,96	0,25	5,62	УК2-0,4-7,5-УХЛ3
ШС-8		0,86	0,96	0,30	26,73	УК2-0,4-30-УХЛ3

В дальнейших расчетах по выбору аппаратуры и кабельных линий будет использован коэффициент мощности равный 0,96. Высокий коэффициент мощности позволит выбрать кабельные линии более низкого поперечного сечения, благодаря уменьшению реактивной мощности.

Произведем повторный расчет с измененными данными таблицы для ШС-1

В графу 13 записывается максимальная реактивная нагрузка от силовых

ЭП узла Qрасч, кВар:

так как nэ < 10, то

Суммарные максимальные активные и реактивные нагрузки по расчетному

узлу в целом для ЭП с переменным и постоянным графиком нагрузки

определяются сложением нагрузок групп ЭП по формулам:

Определяется максимальная полная нагрузка силовых ЭП Sрасч.уч, кВА:

Определяется расчетный ток Iрасч, А:

Произведем расчет токов и полной мощности до установки КУ и после установки КУ.

№	S, кВА	cos𝜑	I, A
ДО	ПОСЛЕ	ДО	ПОСЛЕ	ДО	ПОСЛЕ
ШС-1	92,18	77,67	0,6	0,96	140,05
ШС-2	75,47	67,65	0,88	0,96	114,66	102,78
ШС-3	44,31	39,97	0,88	0,96	67,32	60,72
ШС-4	109,09	98,4	0,88	0,96	165,74	149,5
ШС-5	46,5	41,43	0,86	0,96	70,64	62,94
ШС-6	62,06	55,68	0,87	0,96	94,29	84,59
ШС-7	28,4	25,62	0,88	0,96	43,14	38,92
ШС-8	111,69	102,54	0,86	0,96	169,69	155,79

Несмотря на то, что токи уменьшились, в некоторых силовых шкафах установка КУ не даст необходимый эффект - уменьшение поперечного сечения кабельной линии, однако, окончательное решение примем по установке КУ только после прокладки кабельных линий и расчетов токов с поправочными коэффициентами, там будет окончательно ясно - есть резон устанавливать КУ или нет.

Во всех силовых шкафах имеется исходный коэффициент мощности высокий, кроме 1 шкафа, поэтому установка КУ в ШС-1 необходима. В дальнейшем будем рассматривать пример по ШС-1 уже с КУ; остальные семь шкафов будем сравнивать значения до и после установки.

Таблица - Перерасчет нагрузки ШС-1

Исходные данные	Расчётные данные
Наим ЭП	N шт	Уст. Мощь кВт	Ки	Коэф реакт	Ср.Смен.Мощь	Nэ	Kmax	Расчётная мощность
1 ЭП	∑		cos𝜑	tg𝜑	Pсм кВт	Qсм кВАр	Nэ	Kmax	Pрасч кВт	Qрасч кВАр

Группа А
Несблокирован. конвейер				0,16	0,96	0,29	2,24	0,64	-	-	-	-
Кран мост.				0,14	0,96	0,29	1,96	0,56	-	-	-	-
Долбёжный Станок				0,1	0,96	0,29		4,06	-	-	-	-
Сверлильный станок				0,4	0,96	0,29		3,48	-	-	-	-
Итого				0,8	-	-	30,2	8,74		2,31	69,75	9,61
Группа Б
Эксгаустер		5,6	11,2	0,63	0,96	0,29	7,05	2,04	-	-	-	-
Итого		5,6	11,2	-	-	-	7,05	2,04	-	-	7,05	2,04

Расчет пиковых нагрузок ЭП

В качестве пикового режима ЭП для проверки на просадку напряжения на

электроприемнике и выбора автоматических выключателей рассматривается

режим пуска наиболее мощного электродвигателя и определяется пиковый ток по

кабельной линии Iпик, питающей трансформаторной подстанции. Пиковый ток для

группы ЭП находится как сумма токов максимального рабочего тока группы безучета тока самого мощного двигателя и пускового тока этого двигателя по формуле:

где IномАД – номинальный ток самого мощного АД, А;

Кп – кратность пускового тока самого мощного АД.

Рассчитывается ток наиболее мощного двигателя среди электроприемников ШС-1. Продольно-строгательный станок Pном = 14 кВт и после компенсаций cosφ = 0,96.

Пиковый ток будет равен:

infopedia.su

Каталог товаров