2.2.3 Определение расчетных нагрузок на стороне высокого напряжения распределительного пункта и пункта приема электрической энергии

Расчетные нагрузки на шинах распределительного пункта (РП) определяется по расчетным активным и реактивным нагрузкам потребителей, питающихся от шин данного РП. Вычислить количество выбранных РП и подключить к ним потребителей, с учетом коэффициента одновременности максимальной силовой нагрузки. В зависимости от числа присоединений пункта приема электрической энергии (ППЭ) и коэффициента использования (k_и), по таблице определения коэффициентов одновременности максимумов (k_о).

Расчетные нагрузки на шинах определяются по следующим формулам.

(2.23)

кВт

где – коэф. одновременности максимумов, определяется согласно коэф. и числа присоединений на сборных шинах n.

(2.24)

кВАр

(2.25)

кВА

Расчетный ток линии питающей РП низшего напряжения ППЭ в нормальном режиме:

(2.26)

А.

Расчетные нагрузки на высоком напряжении ППЭ определяются по расчетным нагрузкам на шинах РУ низшего напряжения с учетом потерь в силовых трансформаторах.

Потери трансформаторов на высоком напряжении:

0,02 , (2.27)

0,1 , (2.28)

(2.29)

кВА

(2.30)

А.

Расчетное значение тока линии в послеаварийном режиме:

(2.31)

А.

3 Определение центра электрических нагрузок

3.1 Построение картограммы нагрузок предприятия

Построение картограммы электрических нагрузок производится на основании результата определения расчетных нагрузок цехов. Картограмма строится так, что площади кругов в выбранном масштабе являются расчетными нагрузками цехов, радиус круга определяется:

, (3.1)

где m – масштаб, равный 2,5 кВт/мм².

При построении картограммы нагрузок центры окружности совмещают с центром тяжести геометрических фигур изображающих отдельные подразделения предприятия. Осветительная нагрузка показывается в виде сегмента круга. Угол сектора осветительной нагрузки цеха определяется по формуле:

(3.2)

Силовую нагрузку выше 1 кВ нужно выделить пунктиром в виде окружности с указанием номинального напряжения.

Пример приведен на основании механического цеха:

18 мм

=17,63 мм

Результаты сводим в таблицу 10.

Таблица 10 - Центры электрических нагрузок цехов

№ цеха	Uн, кВ	Рррвц (Рр)*, кВт	Xi, мм	Yi, мм	ri, мм	Рр.о, кВт	αi, град
1	6	7248	14,00	75,50	75,97	-	-
	0,4	975,74	14,00	75,50	27,87	48,64	2,87
2	0,4	237,48	19,50	66,50	13,75	98,41	23,87
3	0,4	272,44	45,50	66,50	14,73	20,41	4,32
4	0,4	2327,99	56,50	65,00	43,05	28,71	0,71
5	6	5250,00	58,00	54,50	64,65	-	-
	0,4	168,39	58,00	34,00	11,58	42,79	14,64
6	6	6675,00	7,50	34,00	72,90	-	-
	0,4	702,24	7,50	40,00	23,65	47,61	3,91
7	0,4	129,75	30,00	40,00	10,16	18,14	8,05
8	0,4	8641,06	21,00	45,00	82,94	296,56	1,98
9	0,4	459,52	33,50	13,50	19,13	163,26	20,46
10	0,4	666,80	61,00	34,50	23,04	88,43	7,64
11	0,4	647,86	46,00	6,00	22,71	32,97	2,93
12	0,4	183,83	73,00	20,00	12,10	39,91	12,50
13	0,4	292,41	19,00	65,50	15,26	82,99	16,35
14	0,4	255,31	73,00	56,00	14,26	42,09	9,50

3.2 Расчет центра электрических нагрузок

Расчет центра электрических нагрузок производится для определения мест расположения цеховых трансформаторов и ППЭ на генеральном плане завода. Координаты центра электрических нагрузок определяются по формулам:

(3.3)

26,82 мм

(3.4)

- номинальное напряжение 0,4 кВ

- номинальное напряжение 6 кВ

Рисунок 2- Картограмма нагрузок завода высоковольтной аппаратуры

4 Выбор компенсирующих устройств и мест их установки

Реактивная мощность, которую потребляет предприятие от энергосистемы определяется через экономическое значение коэффициента реактивной мощности.

(4.1)

где - базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый 0,5;

k – коэффициент учитывающий отличие стоимости ЭЭ в различных энергосистемах для Омска равный 0,8;

d_МАКС – отношение потребления активной энергии потребителем в квартале к потреблению (максимум) нагрузки в любом другом квартале, равен 0,97.

Экономическая величина реактивной мощности, часы максимума нагрузок определяется:

(4.2)

,

Если больше в этом случае принимаем

Мощность компенсирующих устройств по предприятию определяется по следующей формуле:

(4.3)

В работе учитываем:

1. Устанавливать компенсирующие устройства менее 150 кВАр обычно экономически не выгодно.

2. На шинах низшего напряжения цеховой подстанции может быть установлена компенсирующая установка несколько большей мощности, чем по расчету, с целью снижения перетоков реактивной мощности и доведения до уровня 0,3 - 0,6.

Однако не должна превышать расчетной . Так как величина генерации не должна быть больше 5% от активной расчетной мощности P_pвц.

Мощность компенсирующих устройств в каждом i_том узле нагрузки определяется:

Например, для механического цеха

(4.4)

где - реактивная нагрузка в i_том узле, кВАр

- расчетная нагрузка цеха;

- суммированная мощность цехов, где устанавливаются блоки компенсации.

кВАр

В итоге для каждого цеха должно выполняться условие:

(4.5)

Уточняем реактивную мощность цеха:

(4.6)

После определения мощности компенсирующих устройств необходимо скорректировать расчетные мощности цехов и предприятии в целом.

Все данные сводим в таблицу 11.

Таблица 11 - Результаты расчета реактивной мощности

№ цеха	Наименование цеха	Qрвц, кВАр	Qку, кВАр	QБСК, кВАр	ΣQБСК,кВАр	Тип БСК	Ррвц, кВт	Qрвц, кВАр (ут)	Sрвц, кВА (ут)	Iрвц, А (ут)	К
1	Главный корпус	1103	220,84	150+75	225	УКМ 58-04-150-30 УЗ КРМ-6,3кВ-75КкВАр	975,74	878,12	1312,70	1894,72	1,88
2	РМЦ	140,9	-	-	-	-	237,48	303,12	385,07	555,80	-
3	Опытный цех	285,6	57,18	2*30	60	УКМ 58-04-30-10 УЗ	272,44	225,65	353,75	510,60	4,92
4	Блок вспомогательных цехов	1987	405,34	402	402	УКМ 58-04-402-67 УЗ	2327,99	1585,31	2816,51	4062,28	0,82
5	Лабораторный корпус	255,9	52,20	50	50	УКМ 58-04-50-10 УЗ	168,39	205,92	266,00	383,94	4,2
6	Компрессорная и кислородная станции	599,5	122,27	100+20	120	УКМ 58-04-100-33,3 УЗ УКМ 58-04-20-10 УЗ	702,24	479,47	850,31	1227,32	1,86
7	Заводоуправление	146,7	-	-	-	-	129,75	146,69	195,83	282,66	-
8	Котельная и бойлерная	9769	1992,54	1800+300	2100	КРМ-6,3 кВ-1 800 кВАр УКМ 58-04-300-33,3 УЗ	8641,06	7669,11	11553,49	16676,03	5,39
9	Ацетиленовая станция	519,5	105,96	112,5	112,5	УКМ 58-04-112,5-37,5 УЗ	459,52	407,01	613,85	886,02	6,17
10	Водородная станция	569,2	116,09	100+20	120	УКМ 58-04-100-33,3 УЗ УКМ 58-04-20-10 УЗ	666,80	449,22	804,00	1160,47	3,36
11	Станция перекачки	466,9	95,23	100	100	УКМ 58-04-100-33,3 УЗ	647,86	366,91	744,55	1074,66	5,00
12	Экспериментальный цех	266,2	54,29	50	50	УКМ 58-04-50-25 УЗ	183,83	216,22	283,80	409,63	7,92
13	Заготовительный цех	423,5	86,37	67+20	87	УКМ 58-04-67-33,3 УЗ УКМ 58-04-20-10 УЗ	292,41	336,46	445,77	643,41	0,73
14	Склад	369,7	75,41	50+30	80	УКМ 58-04-50-10 УЗ УКМ 58-04-30-10 УЗ	255,31	289,74	386,18	557,40	6,08

Рз, кВт	Qз, кВАр	Sз, кВА	Iз, А	Iзпар, А
30593,3	28361,8	41717,4	109,48	218,96

5 Система питания

Схема электроснабжения предприятия разделена на 3 подсистемы:

1. Система питания;

2. Система распределения электрической энергии внутри предприятия (внутрицеховые сети);

3. Система потребления.

5.1 Построение графиков нагрузок

За максимальную нагрузку принимается расчетная нагрузка по предприятию в целом (уточненная Sз).

Строятся графики (зима, лето, годовой).

Количество рабочих дней в году (по данным 2011 года):

Зимние рабочие = 120;

Летние рабочие = 128;

Выходные = 117 дней.

Мощность выходных принимаем 10% от максимальной мощности завода:

S_вых=41717,39·0,1=4171,739 кВА.

Таблица 12 - Почасовая мощность завода

Часы	Нагрузка предприятия		Мощность предприятия
	Зима	Лето		Зима	Лето
0	85	86		35459,78	35876,96
1	84	84		35042,61	35042,61
2	83	83		34625,43	34625,43
3	83	81		34625,43	33791,09
4	84	80		35042,61	33373,91
5	83	78		34625,43	32539,56
6	82	77		34208,26	32122,39
7	90	83		37545,65	34625,43
8	98	90		40883,04	37545,65
9	100	94		41717,39	39214,35
10	100	95		41717,39	39631,52
11	95	91		39631,52	37962,82
12	92	86		38380	35876,96
13	96	90		40048,69	37545,65
14	98	93		40883,04	38797,17
15	98	93		40883,04	38797,17
16	95	87		39631,52	36294,13
17	98	90		40883,04	37545,65
18	98	90		40883,04	37545,65
19	96	87		40048,69	36294,13
20	99	93		41300,22	38797,17
21	99	95		41300,22	39631,52
22	95	92		39631,52	38380
23	93	90		38797,17	37545,65

Рисунок 3 - Суточный график зимнего рабочего дня

Рисунок 4 - Суточный график летнего рабочего дня

Рисунок 5 - Годовой график нагрузки предприятия

5.2 Выбор силовых трансформаторов ППЭ

Выбор числа, мощности и типа трансформаторов производится на основании следующих параметров:

1. Число трансформаторов на подстанции определяется исходя из обеспечения надежности питания с учетом категории электроприемников (n=1 для предприятий с преимущественным количеством электроприемников III категории; n=2 для предприятий с преимущественным количеством электроприемников I категории; n=3 и более для предприятий имеющих потребителей I и обособленной группы I категории).

2. Номинальная мощность трансформаторов определяется с учетом дополнительной нагрузки их в нормальном режиме и дополнительной перегрузке в аварийном.

3. На главных понизительных подстанциях следует трансформаторы с регулируемым напряжением под нагрузкой.

(5.1)

По суточному графику (зимнему) определяем среднеквадратичную мощность:

(5.2)

Мощность одного трансформатора для ТП определяется:

(5.3)

n – число трансформаторов;

k_загр – коэффициент загрузки (0,65-0,7) для двух и более трансформаторных подстанций I категории. Для однотрансформаторных подстанций с преобладающей нагрузкой II категории (0,7-0,8), при взаимном резервировании по перемычкам с другими подстанциями. Для трансформаторных подстанций с нагрузкой III категории или её преобладания (0,9-1), при возможности использования складского резерва.

Выбираем трансформатор типа ТРДН 40000/110У1

Определяем тип трансформатора. Проверяем данный трансформатор на перегрузочную способность.

Коэффициент максимума не должен превышать 1,3 для трансформаторов наружной установки. Коэффициент аварийной перегрузки должен быть меньше 1,4 для масляных трансформаторов и меньше чем 1,2 для сухих трансформаторов.

Коэффициент максимума:

(5.4)

Коэффициент аварийной перегрузки:

(5.5)

Должно выполняться следующее условие: 0,9 K_max ≤ ≤ K_max .

Учитывая что расстояние до источника питания составляет 10 км, применение схемы с отделителями и короткозамыкающими нежелательно ввиду ненадежности, поэтому принимаем схему с выключателями на высокой стороне.

Однолинейная схема электрических соединений подстанции глубокого ввода с двумя трансформаторами (с выключателями и перемычкой):

Рисунок 6 - Принципиальная схема с выключателем на высокой стороне и перемычкой