где Sр - полная расчётная мощность, кВА;

Uном – номинальное напряжение распределительного пункта, В.

Распределительный пункт 1

Определяем суммарную номинальную мощность семи электроприводов рольганга:

Рном = = 15,4 кВт;

Определим мощность за наиболее загруженную смену электроприводов рольганга (по формуле 3.6):

Рсм = = 6,16 кВт;

Находим sinφ электроприводов рольганга (по формуле 3.9):

sinφ == 0,75;

Находим tgφ электроприводов рольганга (по формуле 3.8):

tgφ == 1,15;

Определим реактивную мощность электроприводов рольганга за наиболее загруженную смену (по формуле 3.7):

Qсм = = 7,08 кВАр;

Определим мощность за наиболее загруженную смену кран-балки:

Рсм = = 0,64 кВт;

Находим sinφ кран-балки:

sinφ == 0,86;

Находим tgφ кран-балки:

tgφ == 1,73;

Определим реактивную мощность кран-балки за наиболее загруженную смену:

Qсм = = 1,1 кВАр;

Определяем эффективное число электроприёмников в распределительном пункте 1:

nэфРП1 = = 0,36;

Определяем коэффициент использования для распределительного пункта 1:

КиРП1 = == 0,311;

Коэффициент максимума для распределительного пункта 1 равен 2,14.

Определяем активную расчетную мощность распределительного пункта 1:

РрРП1 = = 14,5 кВт;

Определяем реактивную расчётную мощность распределительного пункта 1:

QрРП1 = = 17,5 кВАр;

Определим полную расчётную мощность распределительного пункта 1:

SpРП1 = =22,78 кВА;

Находим расчётный ток для распределительного пункта 1:

Iр РП1 == 32,8 А;

Аналогично производим расчёты для остальных РП. Все расчёты сводим в таблицу 3.3 – сводную таблицу расчётных нагрузок цеха подготовки производства.

3.4 Компенсация реактивной мощности

Передача реактивной мощности по элементам электроснабжения во многих случаях экономически нецелесообразна. Возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью. Дополнительные потери напряжения приводят к снижению качества напряжения и дополнительным затратам на средства регулирования напряжения. Загрузка реактивной мощностью линий электропередач и трансформаторов требует увеличения сечения проводов ВЛ и жил кабелей, увеличение номинальной мощности трансформаторов и их число. Из приведенного следует, что технически и экономически целесообразно предусматривать дополнительные мероприятия по уменьшению потребляемой реактивной мощности, которые можно разделить на две группы:

1) без применения специальных устройств компенсации реактивной мощности;

2) с применением специальных компенсирующих устройств.

В первую очередь следует проводить мероприятия первой группы: замену малонагруженных асинхронных двигателей и трансформаторов, ограничение продолжительности холостого хода ЭД применении СД вместо асинхронных, повышение качества ремонта электрооборудования, совершенствование технологического процесса с целью улучшения энергетического режима работы оборудования и т.д.

Ко второй группе относятся конденсаторные батареи и специальные компенсаторы.

Наибольшего эффекта достигают при правильном сочетании мероприятий первой и второй групп, которые должны быть экономически и технически обоснованы.

Реактивная мощность, кВар, статических конденсаторов определяется

как разность между фактической и наибольшей реактивной мощностью. Q1 нагрузки предприятия и предельной реактивной мощностью Q2, представляемой предприятию энергосистемой по условиям режима ее работы:

Q3 = Q1 - Q2 = P × (tg (j1) - tg(j2)), (3.17)

где, Q2=P×tg(j1), (3.18)

Р – мощность активной нагрузки предприятия в часы максимума энергосистемы, принимается по средней расчетной мощности наиболее загруженной смены;

tg (j1) – фактический тангенс угла, соответствующий мощностям нагрузки P и Q1 вычисляется по формуле:

tg(j1) = Q1 / P; (3.19)

Найдём tg(j1):

tg(j1) = 1004,88 / 1149,59 = 0,87

tg (j2) – оптимальный тангенс угла, соответствующей установленым предприятию условиям получения от энергосистемы мощностей активной нагрузки P и реактивной Q1.

По расчетам получили:

Фактический тангенс угла сдвига фаз 0,87

оптимальный тангенс угла сдвига фаз 0,29

Мощность активной нагрузки в часы максимума энергосистемы 1149,59кВт.

Расчет реактивной мощности для компенсации:

Q2 = 1149,59 × (0,87 - 0,29) = 666,76 кВАр;

Принимаем к установке одну конденсаторную установку мощностью 900кВАр типа УК-6,3-900-ЛУЗ

3.5 Расчёт мощности и выбор трансформаторов

ЦТБ относится к потребителям I категории, поэтому выбираем на подстанции два трансформатора.

Определяем мощность трансформатора по формуле:

Sт = Sp / βдоп (3.20)

Sт = Sp / (2 * cosφ) = 1526,87 / (2 * 0,91) = 839 кВА

Выбираем два трансформатора типа ТМЗ 1000/10.

3.6 Расчет и выбор питающих линий

Расчет сечения кабельной линии произвожу по экономической плотности тока:

Fэк = Ip/Jэк (3.21)

Ip = 1,4*Sнт/(3*Uн) (3.22)

где, Jэк=1,4- экономическая плотность тока

Sнт = 1000 кВА

Ip = 1,4*1000/(1,73*10) = 80,9 А

Fэк = 80,9/1,4 = 57,8 мм

Принимаю стандартное ближайшее сечение жилы кабеля 70мм2.

Принимаю кабель с алюминиевыми однопроволочными токопроводящими жилами, с изоляцией из пропитанной кабельной бумаги, в оболочке из алюминия, бронированный, с наружным покровом в виде битумного слоя и кабельной пряжи, ААБ-3*70 мм2.

1) От ВРУ до РП 1:

Выбираю кабель марки АВВГ- 4*6 мм2

Расчетный ток Iр = 32,88 А; длительно допустимый ток Iд = 36А

32,88 < 36 А, следовательно кабель подходит.

2) От ВРУ до РП 2:

Выбираю кабель марки АВВГ-3*95+1*70 мм2

Расчетный ток Iр = 235,50 А; длительно допустимый ток Iд = 255А