Расчет и выбор компенсирующего устройства



ВВЕДЕНИЕ

Создание энергосистем и объединение их между собой на огромных территориях стало основным направлением развития электроэнергетики мира в 20 веке. Это обусловлено отличительной особенностью отрасли, в которой производство и потребление продукции происходят практически одновременно. Невозможно накопление больших количеств электроэнергии, а устойчивая работа электростанции и сетей обеспечивается в очень узком диапазоне основных параметров режима. В этих условиях надежное электроснабжение от отдельных электростанций требует резервирование каждой станции, как по мощности, так и по распределительной сети.

 Известно, что объединенная работа энергосистем позволяет уменьшить необходимую установленную мощность в основном за счет разновременности наступления максимумов электрической нагрузки объединения, включая и поясной сдвиг во времени, сокращения необходимых резервов мощности вследствие малой вероятности одновременной крупной аварии во всех объединяемых системах.

 Кроме того, удешевляется строительство электростанций за счет укрупнения их агрегатов и увеличения дешевой мощности на ГЭС, используемой только в переменной части суточного графика электрической нагрузки. В объединении может быть обеспечено рациональное использование энерго мощностей и энергоресурсов за счет оптимизации режимов загрузки различных типов электростанций.

 Но главным преимуществом энергообъединения является возможность широкого маневрирования мощностью и электроэнергией на огромных территориях в зависимости от реально складывающихся условий. Дополнительное электро-сетевое строительство, связанное с созданием энергообъединений, не требует больших затрат, так как при их формировании используются в основном линии электропередачи, необходимые для выдачи мощности электростанций, а затраты на них с лихвой окупаются удешевлением строительства крупной электростанции по сравнению с несколькими станциями меньшей мощности. И, следовательно, только объединенная работа энергосистем позволяет обеспечить более экономичное, надежное и качественное электроснабжение потребителей.

Однако параллельная работа энергосистем на одной частоте требует создания соответствующих систем управления их функционированием, включая и противоаварийное управление, а также координации развития энергосистем. Это обусловлено тем, что системные аварии в большом объединении охватывают огромные территории и при современной «глубине» электрификации жизни общества приводят к тяжелейшим последствиям и огромным ущербам.

Целью настоящего курсового проекта является проектирование системы электроснабжения и электрооборудования комплекса томатного сока.

 

 

Краткая характеристика производства и потребителей электроэнерги

Комплекс томатного сока (КТС) предназначен для производства томатного сока из исходного сырья (томатов).

 Технологический процесс осуществляется последовательно на двух автоматизированных технологических линиях и заканчивается закрытием банок с фасованной продукцией.

Данный комплекс является составной частью современного крупного предприятия по обработке плодов и овощей.

КТС имеет технологический участок, в котором установлены поточные линии, а также вспомогательные и бытовые помещения.

Основные операции автоматизированы, а вспомогательные транспортные операции выполняются с помощью наземных электротележек и подъемников.

Электроснабжение (ЭСН) осуществляется от собственной комплектной трансформаторной подстанции (КТП) 1 0/0,4 кВ, которая подключена к приемному пункту предприятия.

Все электроприемники по бесперебойности ЭСН- 2 категории.

Количество рабочих смен 3 (круглосуточно).

Грунт в районе здания - глина с температурой + 12 °С. Каркас здания сооружен из блоков секций длиной 4,6,8м каждый.

Размеры цеха Ах В х Н = 52 х 30 х 9 м.

Все помещения, кроме технологического участка, двухэтажные высотой 4,2 м.

Мощность электропотребления указана для одного электроприемника.

 

 

Расчет силовой нагрузки цеха

Расчёт электрических силовых нагрузок цеха ведём по методу упорядоченных диаграмм для чего все электроприемники делятся на две группы по коэффициенту использования.

l группа с КИ - 0,6.

ll группа с КИ -0,6

– Расчет электрических нагрузок 1 группы ЭП с КИ ≤ 0,6.

 Из таблицы 1 выбираем все ЭП с КИ = 0,13. Общее количество приемников с КИ = 0,13 n1=61

1. Активная мощность за наиболее загруженную смену

РСМ1 = КИ1 · ΣР1 = 64,7 кВт

где КИ1 = 0,13 – коэффициент использования

Р1 = 497,6 кВт – суммарная установленная мощность ЭП с КИ = 0,13

2. Реактивная мощность за наиболее загруженную смену

QСМ1 = РСМ1 · tg a1 = 75,7 кВАр

где РСМ1 = 64,7 кВт – активная мощность за наиболее загруженную смену;

tg a1 = 1,17

 Из таблицы выбираем все ЭП с КИ = 0,25. Общее количество приемников с КИ=0,25 n2=4

1. Активная мощность за наиболее загруженную смену

РСМ2 = КИ2 · ΣР2 = 27,2 кВт

где КИ2 = 0,25 – коэффициент использования (см. табл. 1[МП]);

Р2 = 108,8 кВт – суммарная установленная мощность ЭП с КИ = 0,25

2. Реактивная мощность за наиболее загруженную смену

QСМ2 = РСМ2 · tg a2 = 70,7 кВАр

где РСМ2 = 27,2 кВт – активная мощность за наиболее загруженную смену;

tg a2 = 2,6

 Из таблицы 1 выбираем все ЭП с КИ = 0,45. Общее количество приемников с КИ=0,45 n3=4

1. Активная мощность за наиболее загруженную смену

РСМ3 = КИ3 · Р3 = 17,6 кВт

где КИ3 = 0,45 – коэффициент использования

Р3 = 39,2 кВт – суммарная установленная мощность ЭП с КИ = 0,45

2. Реактивная мощность за наиболее загруженную смену

QСМ3 = РСМ3 · tg a3 = 30,5 кВАр

где РСМ3 = 17,6 кВт – активная мощность за наиболее загруженную смену;

tg a3 = 1,73

 Из табл. выбираем все ЭП с КИ = 0,35. Общее количество приемников с КИ=0,35 n4=1


 

 

1. Активная мощность за наиболее загруженную смену

РСМ4 = КИ4 · Р4 = 1,05 кВт

где КИ4 = 0,35 – коэффициент использования (см. табл. 1)

Р4 = 3 кВт – суммарная установленная мощность ЭП с КИ = 0,35

2. Реактивная мощность за наиболее загруженную смену

QСМ4 = РСМ4 · tg a4 = 1,8 кВАр

где РСМ4 = 1,1 кВт – активная мощность за наиболее загруженную смену;

tg a4 = 1,73

КИ = 0,1. Общее количество приемников с КИ = 0,1 равно n4 = 4.

 


Расчет и выбор компенсирующего устройства

Для выбора компенсирующего устройства (КУ) необходимо знать: а)

 расчетную реактивную мощность КУ;

б). тип компенсирующего устройства;

В) напряжение КУ.

Расчетную реактивную мощность КУ можно определить из соотношения:

Qк.р = αРм (tga– tgaк),

где α – коэффициент, учитывающий повышение cos естественным

способом, принимается α = 0,9;

tg, tga к – коэффициенты реактивной мощности до и после компенсации.

 Компенсацию реактивной мощности по опыту эксплуатации производят

 до получения значения cosaк = 0,92 ... 0,95. Задавшись cos aк из этого

 промежутка, определяют tgaк. Значения Рм,, tga 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.

По tg определяют cos. По tg aф определяется фактический коэффициент

мощности cosaф: cosφф = cosa (arctgaф).

Требуется:

 – рассчитать и выбрать компенсирующее устройство КУ; – выбрать

трансформатор с учетом КУ;

Решение:

Определяется расчетная мощность КУ. Qк.р = α Рм(tgα – tgφк) =

0,9х393,6х(0,63 – 0,33) = 106,3 квар.

Принимается cosaк = 0,95, тогда tgaк = 0,33.

По табл.

выбираются две конденсаторные установки 2 × УК 2-0,38-50 со

 ступенчатым регулированием по 25 квар, по одной на секцию.

Определяются фактические значения tgφ и cosφ после компенсации

 реактивной мощности.

 Tg=0,63-(2х50)/(0,9х393,6)=0,35 cos =0.94

Определяется расчетная мощность трансформатора с учетом потерь.

Sp= 0,7S = 0,7х 429,2 = 300,5 кВА

ΔР = 0,02 S = 0,02х408,7 = 8,2 кВт

 ΔQ = 0,1 S = 0,1х408,7 = 40,9 квар

S= (8,2+ 40,9)2= 41,7кВ А.

 Выбирается силовой трансформатор типа ТМ 400–10/0,4 кВ, мощностью

 400 кВА с техническими параметрами:

R = 5,6 мОм

Х = 14,9 мОм

Z = 15,9 мОм

Pxx = 0,95 кВт

 P = 5,5 кВт

u = 4,5 %

Z1= 195 мОм

 i = 2,1 %.

Определяется коэффициент загрузки трансформатора:

K=S/2S=408.7/2х400=0,51

Ответ: выбрано 2хУК2-0,38-50; трансформаторы 2хТМ400-10/0,4

         Для КТП-2х400-10/0,4.


Дата добавления: 2021-06-02; просмотров: 250; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:






Мы поможем в написании ваших работ!