Рассчитаем эффективное число ЭП, которое необходимо знать для определения Км.
nэ=2*∑Рном/Рн.нб (2.16)
| где | Рн.нб | – | мощность наибольшего ЭП в группе, Рн.нб=8 |
| ∑Рном | – | суммарная номинальная мощность ЭП, ∑Рном=12.4 |
nэ=2*12.4/8=3
Рассчитываем активную расчётную мощность всего узла Рр, кВт
Рр=Км*Рсм (2.17)
| где | Км | – | коэффициент максимума активной нагрузки, величина табличная, зависимость Км=f(Kи, nэ); |
| Рсм | – | средняя активная мощность группы ЭП, кВт |
Рр=3.2*1.73=5.53 кВт
Рассчитываем реактивную расчётную мощность всего узла Qр, квар
Qр=Км’*Qсм (2.18)
| где | Км’ | – | коэффициент максимума реактивной нагрузки, принимают Км’=1.1 при nэ≤10; Км’=1 при nэ>10 |
| Qсм | – | средняя реактивная мощность группы ЭП, квар |
Qр=1.1*2.98=3.27 квар
Рассчитываем полную расчётную мощность всего узла Sр, кВ*А
Sр=√ Pp2+Qp2 (2.19)
Sр=√5.532 + 3.262 =6.41 кВ*А
Рассчитываем максимальный расчётный ток всего узла, I, А
Iр=Sр/Uн (2.20)
| где | Uн | – | номинальное напряжение сети, В, Uн=0.38 кВ. |
Iр=6.41/1.73*0.38=9.86 А
Рассчитаем потери активной мощности, ∆Рм, %
∆Рм=0.02*Sм(нн) (2.21)
| где | Sм(нн) | – | расчетная мощность на стороне низкого напряжения |
∆Рм= 0.02 * 93.5 = 1.87 %
Рассчитаем потери реактивной мощности, ∆Qм , %
∆Qм=0.1*Sм(нн) (2.22)
∆Qм=0.1*93.5=9.35 %
Рассчитаем полные потери мощности, ∆Sм, %
∆Sм=√∆Рм2+∆Qм2 (2.23)
∆Sм=√1.872+9.352=9.53 %
Расчёт электрических нагрузок для остальных узлов электроприёмников производится аналогично и полученные результаты сводятся в таблицу 2.6
Электрическая сеть промышленного предприятия представляет собой единое целое, а потому правильный выбор средств компенсации возможен лишь при совместном решении задачи о размещении компенсирующих устройств в сетях напряжением до 1000 В и 6-10 кВ с учётом возможностей получения реактивной мощности от местных электростанций и электросистемы.
Для компенсации реактивной мощности используются батареи конденсаторов, синхронные машины и специальные статические источники реактивной мощности.
На промышленных предприятиях основные потребители реактивной мощности присоединяются к сетям до 1000 В. Источниками реактивной мощности здесь являются батарея конденсаторная (БК), а недостающая часть перекрывается перетоком из сети высшего напряжения – с шин напряжения 6-10 кВ от синхронных двигателей (СД), батарей конденсаторных (БК), генераторов местной электростанции или из сети электросистемы. Источники реактивной мощности напряжением 6-10 кВ экономичнее, но передача реактивной мощности в сеть до 1000 В может привести к увеличению трансформаторов и потере электроэнергии в сети.
Произведём расчёт и выбор компенсирующего устройства.
Определим реактивную мощность КУ.
Qк.р.=а*Рм(tgf -tgfк) (2.24)
| где | а | – | коэффициент, учитывающий повышения cosf естественным способом, принимается а=0.9; |
| tgfk | – | коэффициенты реактивной мощности после компенсации, задавшись cosfk=0.92…0.95 определяем tgfk; | |
| tgf | – | коэффициенты реактивной мощности до компенсации; | |
| Рм | – | расчётная мощность, берётся по результату расчёта нагрузок. |
Qк.р.=0.9*80(0.98-0.33)= 47 квар
По каталогу выбираем установку конденсаторную УК–0.38–50
Рассчитаем фактическое значение tgfф после компенсации реактивной мощности.
tgfф= tgf –Qк.ст/ а*Рм (2.25)
tgfф=0.98 – 50/0.9*80=0.7
Определим расчётную мощность трансформатора с учётом потерь.
Sр=0.7* Sвн (2.26)
| где | а | – | расчётная мощность на стороне высокого напряжения Sвн=103 кВА |
Sр=0.7*103=72.1 кВА
Все полученные данные сводятся в таблицу 2.7
Таблица 2.7 – Сводная ведомость нагрузок
| Параметр | cosf | tgf | Рм, кВт | Qм, квар | Sм, кВА |
| Всего на НН без КУ | 0.73 | 0.92 | 77.05 | 53.1 | 93.5 |
| КУ | УК-50 | ||||
| Всего на НН с КУ | 0.5 | 0.5 | 77.05 | 3.1 | 43.5 |
| Потери | 1.87 | 9.35 | 9.53 | ||
| Всего ВН с КУ | 80 | 12.45 | 81 |
2.7 Расчёт электрической сети с выбором сечения проводников, их марки, выбор коммутационно-защитной аппаратуры и конструкции, силового пункта, распределительного устройства НН
Сечение проводов линий электропередачи должно быть таким, чтобы провода не перегревались при любой нагрузке в нормальном рабочем режиме, чтобы потеря напряжения в линиях не превышала установленные пределы, и чтобы плотность тока в проводах соответствовала экономической. Условие которому должно удовлетворять выбранное сечение проводника, непревышение допустимой потери напряжения в линии. Если потеря напряжения в линии слишком велика, то с ростом силы тока нагрузки сильно снижается напряжение в конце линии, т.е. напряжение у приёмников. Из-за этого резко падает вращающий момент на валу двигателей, снижается световой поток электроламп, падает производительность электротехнических установок.
В данном проекте цеха используются кабельные линии.
Кабельные линии прокладываются в местах, где затрудненно строительство ВЛ, например в условиях стеснённости на территории предприятия, переходах через сооружения и т.п. В таких условиях кабельные линии более надёжны, лучше обеспечивают безопасность людей, чем ВЛ, и дают очень большую экономию территории.
Расчёт сечения проводов и кабелей производится по длительно допустимому току и соответствующему температурному режиму роботы.
Необходимо рассчитать сечение и выбрать марку провода каждого ЭП и группы ЭП.
Как пример выберем сечение, токарного станка, марка провода АПВ
Находим расчётный ток, Iр, А.
Iр=Рэп/Uн *сosf*η (2.27)
| где | Рэп | – | номинальная мощность ЭП, кВт, Рэп=7.5 |
| Uн | – | номинальное напряжение сети, кВ, Uн=0.38 | |
| сosf | – | табличное значение, сosf=0.5 | |
| η | – | коэффициент полезного действия, η=0.95 |
Iр=7.5/1.73*0.38*0.5*0.95=24А
Рассчитаем допустимый ток, Iдоп А, с учетом поправочного коэффициента на t˚
Iдоп.=КП 1* Iд.д (2.28)
| где | КП1 | – | поправочный коэффициент на t˚, КП 1=0.94 |
| Iд.д | – | установленное значение допустимого тока, из таблицы, выбирается по условию Iр≤ Iд.д. , Iд.д.=50А |
Iдоп.=0.94*55=51.7А
Затем проверяем выбранный провод по условию Iр≤ Iдоп= 24≤51.7
Из таблицы выбираем провод АПВ S=16мм2 и Iдоп=51.7А
После выбора сечения производится проверка проводника по допустимой потере напряжения.
DU%= 105/Uн2 P L (ro + xo tgj) (2.29)
| где | Uн | – | номинальное напряжение в сети, В |
| P | – | мощность электроприёмника, кВт | |
| L | – | длина линии, км | |
| ro, xo | – | величина табличная; |
DU%= 105/3802*7.5*0.008(1.89+0.07*1.73)=0.14%
Если потери напряжения в линии составляет не больше или равно 5%, то сечение проводника выбрано правильно. По остальным ЭП расчёты ведутся аналогично, и полученные результаты сводятся в таблицу 2.8
Таблица 2.8 – Выбор марки и сечения проводов и кабелей
| Наименование ЭП | Марка проводника | Сечение мм2 | Ток расчётный Iрасч., А | Ток допустимый Iдоп., А | Потери напряжения ∆U% |
| Токарный станок | АПВ | 4(1x16) | 24 | 51 | 0.14 |
| Радиально- сверлильный станок | АПВ | 4(1x25) | 50 | 66 | 0.07 |
| Наждачный станок | АПВ | 4(1x2.5) | 8 | 18 | 0.14 |
| Заточный станок | АПВ | 4(1x2.5) | 6 | 18 | 0.11 |
| Сверлильный станок | АПВ | 4(1х16) | 26 | 51 | 0.07 |
| Вентилятор | АПВ | 4(1х35) | 60 | 90 | 0.18 |
| Кран балка | АПВ | 4(1х2.5) | 7 | 18 | 0.66 |
| Печь сопротивления | АПВ | 4(1х16) | 30 | 51 | 0.37 |
| ЩО 1 | АПВ | 2(1х2.5) | 3 | 14 | 0.14 |
| ЩО 2 | АПВ | 4(1х16) | 33 | 51 | 1.33 |
| РП 1 | АСБГ | 4(1х50) | 123 | 155 | 2.02 |
| РП 2 | АСБГ | 4(1х25) | 40 | 70 | 1.15 |
| РП 3 | АСБГ | 4(1х50) | 120 | 155 | 1.31 |
| РП 4 | АПВ | 4(1х16) | 30 | 51 | 0.3 |
| РП 5 | АПВ | 2(1х8) | 15 | 34 | 0.03 |
| РП 6 | АСБГ | 4(1х50) | 120 | 155 | 0.03 |
| РП 7 | АСБГ | 4(1х35) | 40 | 70 | 0.76 |
| РП 8 | АСБГ | 4(1х50) | 123 | 155 | 1.44 |
| ВРУ 1 | АСБГ | 4(1х120) | 238 | 253 | 1.47 |
| ВРУ 2 | АСБГ | 4(1х120) | 244 | 253 | 1.54 |
Выбор аппаратов защиты