Главная: Рефераты

Рефераты. Эксплуатация электрооборудования цеха по ремонту наземного оборудования ЗАО «Центрофорс







                 Qсме= Рсме*tgf                                                          (2.14)

  

 где         tgf        –       показатель реактивной мощности


                                              Qсме=1.73*1.72=2.98 квар


Рассчитаем коэффициент использования узла, Ки, который равен отношению средней активной  мощности нагрузки к её суммарной номинальной мощности.


                Ки =∑Рсм/ ∑Рном                                                      (2.15)

        

где

Рсм

–

средняя  мощность ЭП, кВт;

∑Рном 

–

суммарная номинальная мощность ЭП, кВт.

                                               Ки =1.73/12.4=0.13

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

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12
2012 © Все права защищены
При использовании материалов активная ссылка на источник обязательна.