классификация. Классификация и кинематика металлорежущих станков. Электроснабжения цеха металлорежущих станков и произведен анализ электрических нагрузок
 Скачать 362.74 Kb.
|
|
Компенсация реактивной мощности на стороне НН трансформатора Рассматриваем перый вариант, когда компенсация реактивной мощности на низкой стороне. Т.к. мы считаем что вся реактивная мощность компенсируется на низкой стороне, то выбор трансформатора выполняется по активной расчетной мощности. Sнт ≥  , (6.1)где Рр – расчетная мощность III уровня N – число трансформаторов Кз – коэффициент загрузки трансформаторов Sнт ≥  = 216,4 кВАРезультаты расчетов и каталожные данные заносим в таблицу 3. Таблица 3.
Определяем потери реактивных мощностей в выбранных трансформаторах Qк =  , (6.2)где Sнт – полная номинальная мощность трансформаторной подстанции Uк, % - напряжение короткого замыкания, выраженное в процентах Qк1 =  = 11,25 кВарQх =  , (6.3)где Sнт – полная номинальная мощность трансформаторной подстанции Iо – ток холостого хода, выраженный в процентах Qх1 =  = 4,75 кВарОпределяем активные потери короткого замыкания и холостого хода Рк' = Рк + Кип • Qк , (6.4) Рх' = Рх + Кип • Qх , (6.5) где Рк и Рх – активные потери КЗ и ХХ Кип – коэффициент приведенных потерь Qк и Qх – реактивные потери КЗ и ХХ Рк1' = 3,7 + 0,05 • 11,25 = 4,3 кВт Рх1' = 0,61 + 0,05 • 4,75 = 0,85 кВт Выбираем необходимую мощность конденсаторной установки Реактивная мощность, которую необходимо компенсировать на одном трансформаторе выбранной мощности определяют по формуле: QР.тр. ≥  • Sтр. , (6.6)QР.тр.1 ≥  • 250 = 113,1 кВарВыбираем конденсаторную установку типа КРМ – 0,4 – 125 – 5 УЗ – 1,9 тыс. у.е. Определяем затраты на приобретение трансформатора и конденсаторные установки: К = Ктр + Кку, (6.7) где Ктр – затраты на приобретение трансформатора Кку – затраты на приобретение конденсаторной установки Ктр = N • kтр, (6.8) Ктр1 = 1 • 164=164 тыс. у.е. К1 = 164 + 1,9 = 165,9 тыс. у.е. Определяем приведенные затраты: З = рн • Ктр + (α1 + α2) • Ктр + β • Рх’ • Тг + β • Кр2 • Рк’ • τ, (6.9) где рн = 0,125 – нормативный коэффициент окупаемости; α1 = 0,064 – отчисления на эскплуатацию трансформаторов и зарплату личному персоналу; α2 = 0,03 – отчисление на ремонт и обслуживание трансформаторов; β = 2•10-5 тыс. у.е./(кВт•ч) – стоимость 1 кВт•ч потерянной электроэнергии; Ктр – затраты на приобретение трансформатора; Кр2 – усредненное значение коэффициента загрузки трансформатора (0,7) τ – время максимальных потерь Тг – число часов в году Зтр1 = 0,125 • 164 + (0,064+0,03) • 164 + 2•10-5 • 0,85• 8760 + 2•10-5 • 0,7 • 4,3 • 3889,4 = 36,3 тыс. у.е. Определяем затраты на приобретение ККУ: КККУ = kККУ • nККУ, (6.10) где kККУ – затраты на приобретение одной установки nККУ – количество установок. КККУ1 = 1,9 • 1 = 1,9 тыс. у.е. Определяем приведенные затраты на ККУ: ЗККУ = рн • КККУ + (αэ + αр) • КККУ, (6.11) где αэ = 0,075 – процентные отчисления на эксплуатацию ККУ; αр = 0,008 – процентные отчисления на ремонт и обслуживание ККУ. ЗККУ1 = 0,125 • 1,9 + (0,075+0,008) • 1,9 = 0,4 тыс. у.е. Подсчитываем полные затраты на вариант: З = Зтр + ЗККУ., (6.12) З1 = 36,3 + 0,4 = 36,7 тыс. у.е. Компенсация реактивной мощности на стороне ВН трансформатора Определяем трансформаторную мощность по формуле: Sнт ≥  , (6.13)где Sр – полная расчетная мощность потребителей Sнт ≥  = 343,1Определяем потери реактивных мощностей в выбранных трансформаторах Qк = , (6.14)где Sнт – полная номинальная мощность трансформаторной подстанции Uк, % - напряжение короткого замыкания, выраженное в процентах Qк2 =  = 18 кВарQх = , (6.15)где Sнт – полная номинальная мощность трансформаторной подстанции Iо – ток холостого хода, выраженный в процентах Qх2 =  = 7,2 кВарОпределяем активные потери короткого замыкания и холостого хода Рк' = Рк + Кип • Qк , (6.16) Рх' = Рх + Кип • Qх , (6.17) где Рк и Рх – активные потери КЗ и ХХ Кип – коэффициент приведенных потерь Qк и Qх – реактивные потери КЗ и ХХ Рк2' = 5,5 + 0,05 • 18 = 6,4 кВт Рх2' = 0,9 + 0,05 • 7,2 = 4,5 кВт Выбираем необходимую мощность конденсаторной установки Реактивная мощность, которую необходимо компенсировать на одном трансформаторе выбранной мощности определяют по формуле: QР.тр. ≥ • Sтр. , (6.18)QР.тр.2 ≥  • 400 = 113,1 кВарВыбираем конденсаторную установку типа КРМ – 0,4 – 125 – 5 УЗ – 1,9 тыс. у.е. Определяем затраты на приобретение трансформатора и конденсаторные установки: К = Ктр + Кку, (6.19) где Ктр – затраты на приобретение трансформатора Кку – затраты на приобретение конденсаторной установки Ктр = N • kтр, (6.20) Ктр2 = 1 • 200=200 тыс. у.е. К2 = 200 + 1,9 = 201,9 тыс. у.е. Определяем приведенные затраты: З = рн • Ктр + (α1 + α2) • Ктр + β • Рх’ • Тг + β • Кр2 • Рк’ • τ, (6.21) где рн = 0,125 – нормативный коэффициент окупаемости; α1 = 0,064 – отчисления на эскплуатацию трансформаторов и зарплату личному персоналу; α2 = 0,03 – отчисление на ремонт и обслуживание трансформаторов; β = 2•10-5 тыс. у.е./(кВт•ч) – стоимость 1 кВт•ч потерянной электроэнергии; Ктр – затраты на приобретение трансформатора; Кр2 – усредненное значение коэффициента загрузки трансформатора (0,7) τ – время максимальных потерь Тг – число часов в году Зтр2 = 0,125 • 200 + (0,064+0,03) • 200 + 2•10-5 • 4,5• 8760 + 2•10-5 • 0,7 • 6,4 • 3889,4 = 44,9 тыс. у.е. Определяем затраты на приобретение ККУ: КККУ = kККУ • nККУ, (6.22) где kККУ – затраты на приобретение одной установки nККУ – количество установок. КККУ2 = 1,9 • 1 = 1,9 тыс. у.е. Определяем приведенные затраты на ККУ: ЗККУ = рн • КККУ + (αэ + αр) • КККУ, (6.23) где αэ = 0,075 – процентные отчисления на эксплуатацию ККУ; αр = 0,008 – процентные отчисления на ремонт и обслуживание ККУ. ЗККУ2 = 0,125 • 1,9 + (0,075+0,008) • 1,9 = 0,4 тыс. у.е. Подсчитываем полные затраты на вариант: З = Зтр + ЗККУ. , (6.24) З2 = 44,9 + 0,4 = 45,3 тыс. у.е. Более выгодным будет вариант размещения комплектных компенсирующих устройств на низкой стороне ТП, т.к. З1 = 36,7 тыс. у.е. < З2 = 45,3 тыс. у.е. 7. Выбор коммутационно-защитной аппаратуры в цеховой сети. Для выбора элементов сети напряжением 380 В исходные данные заносим в таблицу 3.1 Данные для таблицы 4 выбираем по [4,с.21] Таблица 4.
По данным таблицы 4 определяем значение номинального тока для каждого электроприемника в узле Iн=  , (4.1)где Рн – номинальная активная мощность электроприемника Uн – номинальное напряжение сети cosᵩ - номинальный коэффициент мощности, принимается из таблицы 3.1 ᵑ - номинальный КПД, принимается из таблицы 3.1 Узел №1. Iн 23 =  =  = 125,8 АIн 24 = = = 125,8 АIн 29 = = = 125,8 АIн 30 = = = 125,8 АIн 36 = = = 125,8 АIн 37 = = = 125,8 АДалее по аналогии Определяем пусковой ток каждого электроприемника. Iп = Iн • Кп , (4.2) где Iн – номинальный ток электроприемника Кп – коеффициент пуска, принимается из таблицы 3.1 Узел №1. Iп 23 = 125,8 • 7= 880,6 А Iп 24 = 125,8 • 7= 880,6 А Iп 29 = 125,8 • 7= 880,6 А Iп 30 = 125,8 • 7= 880,6 А Iп 36 = 125,8 • 7= 880,6 А Iп 37 = 125,8 • 7= 880,6 А Далее по аналогии Полученные данные заносим в таблицу 5  Для узла ток кратковременного режима определяется по формуле: Iкр.гр = Iп.max + Iрасч. уз. – Iном.max • Kи • Kmax (4.3) где Iрасч. уз. – расчетный ток узла, принимается из таблицы 2 Iп.max – пусковой ток самого мощного электроприемника в узле Iном.max – номинальный ток самого мощного электроприемника в узле Kmax – коэффициент максимума, принимается из таблицы 2 Kи – коэффициент использования наиболее мощного электроприемника в узле, принимается из таблицы 2 Узел №1. Iкр.гр = 880,6 + 346 – 125,8 • 0,14 • 3,04 = 1226,6 – 53,5 = 1173,1 А Узел №2. Iкр.гр = 232,5 + 73,6 – 31 • 0,14 • 3,43 + 278,7 = 306,1 – 14,8 + 278,7 = 570 А Узел №3. Iкр.гр = 232,5 + 62,1 – 31 • 0,15 • 3,43 = 294,6 – 15,9 = 278,7 А Узел №4. Iкр.гр = 266,25 + 115,2 – 35,5 • 0,14 • 3,43 + 184,86 = 381,45 – 17 + 184,86 = 549,3 А Узел №5. Iкр.гр = 150 + 45,5 – 25 • 0,14 • 3,04 = 195,5 – 10,64 = 184,86 А Узел №6. Iкр.гр = 266,25 + 133,6 – 35,5 • 0,14 • 2,46 + 658,2 = 399,85 – 12,2 + 658,2 = 1045,85 А Узел №7. Iкр.гр = 266,25 + 95,5 – 35,5 • 0,14 • 3,43 + 313,45 = 361,75 – 17 + 313,45 = 658,2 А Узел №8. Iкр.гр = 266,25 + 64,2 – 35,5 • 0,14 • 3,43 = 330,45 – 17 = 313,45 А Полученные данные заносим в таблицу 6. Таблица 6
8. Выбор марок и сечений токоведущих частей цеха. Марка токоведущей части производится с учетом выбранной схемы внутрицехового электроснабжения, условий среды в цехе и защиты от механических повреждений. Для питания электроприемников запитанных от СРШ выбираю кабель АВВГ, проложенный в земле. Для питания СРШ выбираю кабель АВВГ, проложенный в земле. Выбор сечений проводников: Выбор сечений проводников осуществляется по условия допустимого нагрева тока длительного протекания по проводнику Iдд ≥  , (2.1)где Iдд – длительно допустимый ток нагрузки проводника при выбранных условиях прокладки; Iр – расчетный ток нагрузки К1 – поправочный коэффициент на количество совместно проложенных кабелей; К2 – поправочный коэффициент на отличие температуры окружающей среды от номинальной ; Поскольку условия прокладки нормальные, то К1 = К2 = 1, следовательно: Iдд ≥ Iр , (2.2) Для электропривода раздвижных ворот: Iдд1, 11, 40 ≥ Iр1, 11, 40 Iдд1, 11, 40 ≥ 7,3 А Iдд1, 11, 40 = 29 А Выбираю кабель  Далее по аналогии Для СРШ1: IддСРШ1 ≥ IрСРШ1 IддСРШ1 ≥ 346 А IддСРШ1 = 385 А Выбираю кабель  Далее по аналогии 9. Расчет токов короткого замыкания Составляем схему замещения и нумеруем точки КЗ в соответствии с расчетной схемой:   | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||