Материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления пользователям Интернета и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.
© 2018 - 2025
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 |
| U н | – | номинальное напряжение сети, кВ, U н=0.38 | |
| с osf | – | табличное значение, с osf =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 |
| I д.д | – | установленное значение допустимого тока, из таблицы, выбирается по условию I р≤ I д.д. , I д.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 | U н | – | 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
Токоведущие части (шины, кабели), изоляторы и аппараты всех видов (выключатели, разъединители, предохранители, измерительные трансформаторы тока) должны проверятся на соответствие номинальных параметров расчётным в нормальном режиме и при коротких замыканиях.
Для станков, где используются электрические двигатели, рационально применять магнитный пускатель.
Как пример рассчитаем и выберем пускозащитный аппарат для токарного станка.
Рассчитаем ток срабатывания защитного аппарата.
Iср.теп.рас.≥1.25*Iр (2.30)
| где | I р | – | расчётный ток ЭП, I р=24А |
Iср.теп.рас.≥1.25*24=30А
Затем проверим аппарат по условию.
Iд.д≥Кз*Iср.защ.ап
| где | Кз | – | коэффициент защиты, принимается, Кз=1 |
| I д.д | – | длительно-допустимый ток, I д.д =55А |
55≥1*30
Если условие выполняется то выбираем из каталога магнитный пускатель ПМЛ – 40/40, номинальным напряжением Uн=0.38 кВ
Для каждого ЭП и узла в целом надо выбрать автомат.
Рассчитаем и выберем автоматический выключатель для радиально-сверлильного станка.
Рассчитаем ток срабатывания защитного аппарата.
Iср.тп.рс≥1.25*Iр (2.32)
| где | 1.25 | – | кратность установки |
| I р | – | расчётный ток ЭП, А |
Iср.тп.рс≥1.25*50=62.5 А
Рассчитаем ток электромагнитного расцепителя.
Iу.э.о.≥1.2*Iпуск (2.33)
| где | I пуск | – | пусковой ток, А, I пуск= λ* I р |
| λ | – | заданное значение, принемается λ=6 |
Iу.э.о.≥1.2*6*50=360 А
Выбираем из каталога автомат ВА 51Г-31 100/80.
Рассчитаем и выберем автоматический выключатель для узла РП 1.
Рассчитаем ток срабатывания защитного аппарата.
Iср.тп.рс≥1.1*Iр (2.34)
Iср.тп.рс≥1.1*123=135
Рассчитаем пиковый ток для узла.
Iпик=Iпуск(м)+Iр-Ки*Iном(м) (2.35)
| где | I пуск(м) | – | пусковой ток самого мощного ЭП,А |
| Ки | – | коэффициент использования группы ЭП | |
| I ном(м) | – | расчётный ток самого мощного ЭП,А | |
| I р | – | расчётный ток группы ЭП, А |
Iпик=300+123-0.14*50=416 А
Рассчитаем ток электромагнитного расцепителя.
Iу.э.о.≥1.25*Iпик (2.36)
Iу.э.о.≥1.25*416=520 А
Выбираем по каталогу автомат ВА 51Г-33 160/160.Для остальных ЭП расчёты аналогичны и сведены в таблицу 2.9
2.8 Расчёт и выбор числа и мощности силовых трансформаторов, технико-экономическое сопоставление возможных вариантов
Правильный выбор числа и мощности трансформаторов имеет существенное значение для рационального построения СЭС. Число трансформаторов, как и число питающих линий, определяется в зависимости от категории потребителей. Наиболее просты и дешёвы однотрансформаторные подстанции. При наличие складского резерва или связей на вторичном напряжении эти подстанции обеспечивают надёжное электроснабжение потребителей второй и третьей категории.
Если основная часть нагрузки составляют потребители первой и второй категории, то применяют двухтрансформаторные подстанции.
При выборе мощности трансформатора необходимо исходить из экономической нагрузки, допустимой перегрузки, числа часов использования максимума нагрузки, темпов роста нагрузки, расчётной нагрузки. При выходе одного трансформатора или линии из строя, второй трансформатор не должен быть перегружен более чем на 40 % в течении 5 сут по 6 ч в каждые сутки.
Чтобы выбрать наиболее рациональный вариант электроснабжения, мы рассмотрим два варианта числа и мощности трансформатора, сравнивая их по технико-экономическим показателям.
Рассчитаем полную нагрузку с учётом компенсирующего устройства.
Sсм=√Рсм2+(Qсм Qку) 2 (2.37)
| где | Q ку | – | мощность компенсирующего устройства, Q ку=35 квар |
Sсм=√57.52+(53 – 35) 2 =60.25 кВА
Рассчитаем и выберем мощность трансформатора.
Sтр=Sсм/n*β (2.38)
| где | n | – | количество трансформаторов |
| β | – | коэффициент загрузки, для потребителей второй категории принимается β =0.7 |
Sтр= 60.25/2*0.7=43 кВА
По каталогу выбираем 2-а возможных варианта мощности трансформатора, сводим данные в таблицу 2.10
Таблица 2.10 – Исходные данные трансформаторов
| Тип трансформатора | Напряжение КЗ, Uкз, % | Ток КЗ I0, % | Потери, кВт | Стоимость одного тран-ра, руб | |
| Рхх | Ркз | ||||
| ТМ – 60/10 | 4.5 | 2.8 | 0.265 | 1.280 | 26650 |
| ТМ – 100/10 | 4.5 | 2.6 | 0.365 | 1.970 | 30050 |
Расчёт будет вестись на примере двух трансформаторов ТМ-63/10,
ТМ-100/10
Находим приведенные потери холостого хода
DР’х.х1=DРх.х1+Кu.п*Sн1*Iхх1/100 (2.39)
DР’х.х2=DРх.х2+Кu.п*Sн2*Iхх2/100 (2.40)
| где | D Рх.х | – | потери мощности холостого хода, кВт |
| К u .п | – | коэффициент измененных потерь К u .п =0,1 | |
| I о | – | ток холостого хода, % |
DР’х.х1=0.265+0,1*60*2.8/100=0.43 кВт
DР’х.х2=0.365+0.1*100*2.6/100=0.625 кВт
Находим приведенные потери короткого замыкания
DР’.к.з1=DРк.з1+Кu.п*Sн1*Uк1/100 (2.41)
DР’.к.з2=DРк.з2+Кu.п*Sн2*Uк2/100 (2.42)
| где | D Рк. | – | потери мощности короткого замыкания, кВт |
| U к | – | напряжение короткого замыкания, % |
DР’.к.з1=1.280+0,1*60*4.5/100=1.55 кВт
DР’.к.з2=1.970+0.1*100*4.5/100=2.42 кВт
Рассчитаем коэффициент загрузки трансформаторов
Кз1=Sсм/n*Sтр1 (2.43)
Кз2=Sсм/n*Sтр2 (2.44)
| где | S тр | – | мощность выбранного трансформатора, кВт |
Кз1=78.2/2*60=0.65
Кз2=78.2/2*100=0.4
Находим полные приведенные потери
DР’т1=DР’х.х1+Кз12*DР’к.з1 (2.45)
DР’т2=DР’х.х2+Кз22*DР’к.з2 (2.46)
DР’т1=0.43+0,652 *1.56=1 кВт
DР’т2=0.625+0.42*2.42=1.01 кВт
Определяем потери трансформаторов за год, DWа.тр, кВт
DWа.тр1=DРхх1*n*Тг+1/n*DРкз1(Sр/Sт1)2*τ (2.47)
DWа.тр2=DРхх2*n*Тг+1/n*DРкз2(Sр/Sт2)2*τ (2.48)
| где | τ | – | время максимальных потерь, зависимость τ= F ( cosf ,Тм)=4000 ч время использования максимума нагрузки,Тм=4797 ч |
DWа.тр1=0.265*2*6240+1/2*1.280(93.5/60)*4000=3307+6216=9523кВт*ч
DWа.тр2=0.365*2*6240+1/2*1.970(93.5/100)*4000=4555+3444=8000 кВт*ч
Находим стоимость потерь трансформаторов за год, Сn, руб.
Сn1=Со*DWа.тр1 (2.49)
Сn2=Со*DWа.тр2 (2.50)
| где | Со | – | тариф, руб. |
Сn1=1.393*9523=13265 руб.
Сn2=1.393*8000=11144 руб.
аходим стоимость амортизационных отчислений
Са1=У/100*К1*2 (2.51)
Са2=У/100*К2*2 (2.52)
| где | У | – | процент амортизационных отчислений, У=6.3 % |
| К | – | капитальные затраты на количество трансформаторов, руб. |
Са1 =6.3/100*26650*2=3357 руб.
Са2 =6.3/100*30050*2=3786 руб.
Находим ежегодные эксплуатационные расходы
Сэ1= Сn1+Са1 (2.53)
Сэ2= Сn2+Са2 (2.54)
Сэ1=13265+3358=16623 руб.
Сэ2=11144+3786=14930 руб.
Найдём приведённые затраты, З руб.
З1=Кн*К1+ Сэ1 (2.55)
З2=Кн*К2+ Сэ2 (2.56)
| где | Кн | – | нормативный коэффициент экономической эфективностиости, Кн=0.125 |
З1=0.125*53300+16623=23285руб.
З2=0.125*60100+14930=22442руб.
Найдём срок окупаемости, Ток, лет
Ток=К2-К1/Сэ1-Сэ2 (2.57)
Ток= 60100-53300/16623-14930=4 лет
Проверим оба трансформатора по аварийному перегрузу.
Коэффициент загрузки по аварийному перегрузу равен 1.5
Кз=Sр/Sтр1 (2.58)
Кз=Sр/Sтр2 (2.59)
Кз1=93.5/60=1.56≤1.5- условие не выполняется
Кз2=93.5/100=0.93≤1.5-условие выполняется
Из технико экономического расчёта видно что более экономичный трансформатор ТМ-100/10, поэтому на подстанцию выбираем два трансформатора этого типа.
Полученные данные при расчёте сведены в таблицу 2.11
Таблица 2.11 – Технико-экономический расчёт выбора мощности трансформатора
| Вариант | DРх, кВт | DРкз, кВт | I0, % | Uкз, % | К,(1-го тр-ра) тыс.руб | DР’х, кВт | DР’кз, кВт | DРт, кВт | DЭа, тыс.кВт | Кδ, тыс.руб | Са, тр-ра/ год | Сn, тр-ра/ год | Сэ, тр-ра/ год |
| ТМ-60/10 | 0.265 | 1.280 | 2.8 | 4.5 | 26650 | 0.43 | 1.55 | 1 | 9523 | 53300 | 3357 | 13265 | 16623 |
| ТМ-100/10 | 0.365 | 1.970 | 2.6 | 4.5 | 30050 | 0.625 | 2.42 | 1.01 | 8000 | 60100 | 3786 | 11144 | 14930 |
Дата: 2019-12-10, просмотров: 255.