--PAGE_BREAK--Расчётная мощность на освещение депо составит PО О = 78,6 кВт. Общая мощность установленных светильников рабочего освещения помещений и территории депо составляет PСВ = 86,6 кВт, (100%), в т.ч.:
— лампы накаливания – 16,7 кВт (19,3 %);
— люминесцентные лампы 10,4 кВт (12,0 %);
— лампы ДРИ и DNT – 56,7 кВт (65,5 %);
— прожекторные лампы 2,8 кВт (3,2 %).
Отклонения напряжения для осветительной сети допускается не более чем на 2,5 % от номинального фазного напряжения. Питающая осветительная сеть выполнена линиями, отдельными от силовой сети. Для выполнения условий по допустимым отклонения напряжения линии, питающие освещение не подключены к силовым пунктам (СП) питающим группы электроприёмников (ЭП). Управление внутренним освещением осуществляется вручную. Для управления уличным освещением установлены автоматы с фотоэлементами.
Расчёт электрических нагрузок локомотивного депо Расчет электрических нагрузок депо необходимо выполнить для выбора питающих силовых понижающих трансформаторов, выбора и проверки токоведущих элементов по пропускной способности (нагреву), определения потерь и показателей качества электроэнергии, выбора защитной аппаратуры и устройств компенсации реактивной мощности [3].
В проектируемой части локомотивного депо установлено 110 единицы оборудования, в том числе 75 единиц стационарного технологического оборудования и 35 единиц офисной и бытовой техники.
\s
Рисунок 1.1 Структура установленной мощности осветительных приборов
Расчёт нагрузок проводится с применением метода упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума) [3]. Расчет силовых электрических нагрузок производится по всему предприятию (депо) по характеристикам режима работы электроприемников.
Различаются три основных режима работы электрических установок: продолжительный, кратковременный и повторно-кратковременный [3].
В длительном режиме машины рассчитаны работать без повышения температуры отдельных частей выше допустимых пределов (вентиляторы, насосы). В длительном режиме, но с переменной нагрузкой работают различные обрабатывающие станки, прессы, молоты.
При кратковременном режиме за период включения температура отдельных частей не успевает достичь недопустимых значений, а период остановки достаточен для остывания. В этом режиме работают вспомогательные механизмы станков, различные заслонки и затворы.
При повторно-кратковременном режиме длительность циклов работы и останова не превышает 10 мин. В этом режиме работают краны и сварочные трансформаторы, создающие также значительные пиковые токи.
Для выполнения проекта электроснабжения депо необходимо определить следующие значения электрических нагрузок: средние нагрузки за максимально загруженную смену, максимальные кратковременные (пиковые) нагрузки, максимальные нагрузки различной продолжительности. В настоящее время принят получасовой расчётный максимум нагрузки (РMAX = Р30) [3].
В начальной стадии расчёта паспортные номинальные мощности ЭП приводятся к установленной мощности с учётом продолжительности включения (ПВ, %) равной единице и коэффициента мощности по формуле (1.3)
, (1.3)
где рН – установленная номинальная мощность электроприёмника, кВт;
Sпасп – паспортная номинальная мощность электроприёмника, кВ·А;
ПВ — продолжительность включения характеризует время работы электроустановки под нагрузкой в течение часа, относительных единиц;
сos φ – коэффициент мощности, определяющий соотношение активной и реактивной составляющих потреблённой электроэнергии (в некоторых случаях удобнее пользоваться tg j).
Установленная мощность электроприёмников принимается равной:
— для электродвигателей длительного режима работы, силовых и электропечных трансформаторов, электроосветительных и электроотопительных приборов – паспортной мощности;
— для электродвигателей повторно-кратковременного режима работы, сварочных трансформаторов — паспортной мощности, приведённой к относительной продолжительности включения.
Далее определяется суммарная средняя нагрузка электроприёмников, которая даёт возможность оценить нижний предел возможных значений расчётной нагрузки за максимально загруженную смену характерных суток.
При определении электрических нагрузок величины и коэффициенты, относящиеся к одному электроприёмнику, обозначаются строчными, а к группе электроприёмников – прописными буквами.
Средние активные и реактивные нагрузки рСМ, кВт и qСМ, квар, за максимально загруженную смену необходимые для определения расчётного максимума нагрузки определяются
рСМ = kи · РН ; (1.4)
qСМ = РСМ · tgj, (1.5)
где kи – коэффициент использования (определяется по справочникам);
tgj — коэффициент мощности, определяется по сos φ по таблицам.
В начале расчета электроприёмники (ЭП) разбиваются на группы, по месту установки и технологическому процессу, производится систематизация электрических нагрузок и составляется таблица, в которой перечислены все электроприемники предприятия с указанием выбранного режима их работы (коэффициента использования и коэффициента мощности, продолжительности включения, отличающегося от 100%) [3].
Коэффициентом использования называется отношение средней активной мощности электроприёмника (или группы) за максимально загруженную смену, к её номинальному значению.
Данные о режимах работы оборудования принимаются по справочникам [2]. Все электроприемники повторно – кратковременного режима необходимо привести к ПВ = 100 %, или 1,00 Для кранов ПВ = 25 %. Для сварочного оборудования ПВ = 65 % [3].
Для сварочных трансформаторов и сварочных машин, задается номинальная полная мощность в кВ·А, и для расчета ее необходимо привести к активной по формуле (1.3).
Приведённая мощность мостового крана (ЭП 51) составит:
рН= = 10,0 кВт.
Приведённая мощность сварочного преобразователя (ЭП11) составит:
рН= = 22,4 кВт.
Результаты определения показателей режима работы электроприемников депо сведены в таблицу 1.2.
Перед расчётом нагрузок, проведём предварительное исследование конфигурации электрической сети и определим группы электроприёмников. При определении группы необходимо учесть, чтобы количество ЭП было не больше чем число отходящих фидеров в серийно выпускаемых распределительных шкафах [3].
Всего по цехам и производственным участкам депо определилось 14 групп ЭП получающих электроэнергию от силовых пунктов (СП). Из них в данной части дипломного проекта расчёт ведётся для восьми групп подключённых от СП – 1 до СП – 8. Мощные ЭП создающие большие пиковые нагрузки, например колёсно-токарные станки (ЭП 45 и ЭП 62), стенд для обкатки колёсных пар (ЭП 20) и мостовые краны (ЭП 51, ЭП 53) не подключаются к СП и получают питание по отдельным кабельным линиям от шин низкого напряжения подстанции.
По территории депо нагрузки распределены в каждом цехе отдельными группами, поэтому будет предпочтительна радиально – магистральная схема их подключения от распределительных шкафов. В связи с этим будем выполнять расчет отдельно по каждому цеху, объединяя данные расчетов в таблице для выбора трансформатора комплектной трансформаторной подстанции (КТП) и оборудования сети внешнего электроснабжения.
Произведем расчет электрических нагрузок цеха по методу упорядоченных диаграмм. По режиму работы делим электроприемники на две группы:
- электроприемники с переменным графиком нагрузки (kИ
— электроприемники с постоянным графиком нагрузки (kИ ≥ 0,6).
Определим средние нагрузки за максимально загруженную смену по группам электроприемников одного режима работы и занесём в таблицу 1.2.
Проведём расчет для группы состоящей из 14 ЭП расположенных в помещении механической мастерской, состоящей из металлообрабатывающих станков с переменным графиком нагрузки, и вентиляторов, питаемой от силового пункта СП – 1.
В графу 2 записываем количество электроприемников одного режима работы (с одинаковым kИ и сos φ). Для СП – 1, электроприёмников с переменным графиком нагрузки n = 12 шт. с постоянным графиком n = 2 шт.
В графу 3 записывается суммарная установленная мощность электроприемников всей группы, РН= 57,4 кВт.
В графу 4 и 5 записываются коэффициенты использования и сos φ групп одного режима работы выбранных по справочнику [3].
Определим средние нагрузки по группам электроприемников, например для токарного станка (ЭП 27) с рН= 12,7 кВт, при:
kИ = 0,12 исos φ = 0,78( tg φ = 0,79):
рСМ = 0.12 ·×12,7 = 1,50 кВт;
QСМ= 0,79 · 0,50 = 1,2 квар.
Рассчитанные средние нагрузки заносятся в графы 6 и 7 таблицы 1.2.
Расчёт однофазных нагрузок Особым образом определяется приведённая мощность для однофазных нагрузок, к которым относится однофазные сварочные трансформаторы, офисная и бытовая техника. Если расчетная номинальная мощность однофазных электроприемников больше 15% мощности трехфазной группы электроприемников, то эквивалентная трехфазная мощность (РНЭ ) определяется в зависимости от количества и схемы включения однофазных электроприемников в трехфазную сеть [3].
Бытовая и офисная техника входит в состав группы СП-8 и равномерно включается по фазам трёхфазной сети. Следовательно, её можно учитывать как трёхфазные нагрузки. При включении крупных однофазных электроприёмников на линейное напряжение эквивалентная трехфазная номинальная мощность РНЭ, при количестве электроприёмников 1…3 единиц, включенных возможно равномерно в разные плечи трехфазной системы определяется по формуле (1.6):
РНЭ =РНМФ. (1.6)
Для электроприемников с постоянным графиком нагрузки расчет ведется аналогично как с переменным графиком до графы 6, но при определении максимальных нагрузок для них, а также для осветительных нагрузок
PМ = PСМ;
QМ = QСМ…
Рассчитаем итоговую строчку таблицы 1.2 по группам ЭП. Для группы СП – 1 с переменным графиком нагрузки: PСМ= 9,4 кВт,QСМ. = 15,5 квар.
По результатам граф 6 и 3 определяется групповой коэффициент использования КИ для электроприёмников с переменным графиком нагрузки по формуле (1.7):
КИ = SРСМ /SРН. (1.7)
Для группы с переменным графиком нагрузки питаемой от СП-1:
КИ= 9,4/54,0 = 0.17.
Далее для определения максимальной расчётной мощности необходимо определить коэффициент максимума КМ и эффективное число ЭП nЭ, шт.
Под nЭ понимается такое число одинаковых по режиму электроприёмников одинаковой мощности, которое создаёт такой же расчётный максимум, что и группа различных электроприёмников. Определяется nЭ, шт, по формуле:
. (1.8)
При этом, мощность многодвигательных станков и механизмов (кранов)
суммируется и не учитываются мелкие электроприёмники с суммарной мощность менее 5 % от мощности группы. Многодвигательными механизмами можно считать электродомкраты, которые работают по четыре одновременно [3].
В графу 9 записываем коэффициент максимума Км. или коэффициент загрузки kЗ. Если nЭ > 4, то коэффициент максимума по активной мощности определяем по кривым и заносится в графу 9.
Если число электроприёмников в группе равно четырём и более, то эффективное число ЭП допускается принимать равным фактическому при условии:
m ≤ ≤ 3, (1.9)
где РНMAX – номинальная мощность максимального электроприёмника, кВт;
РНMIN – номинальная мощность минимального электроприёмника, кВт.
При определении m исключаются мелкие электроприёмники с суммарной мощностью менее 5%.
Если m > 3, то nЭ можно определить по формуле
, (1.10)
где ΣРН – суммарная мощность ЭП группы, кВт.
Реактивная мощность, необходимая для создания магнитного потока электрических машин, изменяется в получасовой максимум не столь значительно и определяется:
— при nЭ ≤ 10, Q М= 1,1 Q СМ;
— при nЭ> 10, Q М = Q СМ
Таким способом в данном примере рассчитываются максимальные нагрузки, питаемые от СП – 1. Для ЭП повторно-кратковременного режима наибольшим ЭП является токарный станок (ЭП 27) с рН = 12,4 кВт, а наименьшим можно считать точило (ЭП 2) с рН = 224 кВт, и по формуле (1.9):
m =12,4/2,2 = 5,6.
Поскольку m > 3, то nЭ можно определить по формуле (1.10), тогда:
nЭ = 2 · 54,0/12,4 = 8,7 шт.
По кривым справочника [3] определяем, что: Км. = 2,10, тогда:
PМ = 9,4 · 2,10 = 19,7 кВт; QМ = 1,1 · 15,5 = 17,0 квар.
Для ЭП длительного режима работы:
PМ = PСМ = 2,9 кВт; QМ = QСМ = 3,0 квар.
Если число электроприемников больше 3, а nЭ меньше четырёх, то расчет максимальной нагрузки ведется по коэффициенту загрузки kЗ, который для электроприемников:
— длительного режима работы, kЗ= 0,90 при cosφ = 0,90, тогда:
PМ= 0,90 · PН; QМ= 0,75 · PМ;
— повторно-кратковременного режима работы kЗ = 0,75; cos j = 0,70; тогда:
PМ= 0,75 · PН; QМ = PН.
Таким способом рассчитываются максимальные нагрузки, питаемые от СП – 7. Подсчитываем итог по всем силовым нагрузкам группы ЭП питаемых от СП – 1, складывая итоги соответствующих граф (n, PН, PСМ, QСМ, PМ, QМ).
PСМ = 12,3 кВт; QСМ = 18,5 квар;
PМ = 22,6 кВт; QМ = 20,0 кВ·Ар.
Для выбора силового шкафа питающего группу подсчитаем среднюю мощность SСМ за максимально загруженную смену, кВ·А
SСМ =. (1.11)
Для группы СП-1:
SСМ = = 22,2 кВ·А.
Определим максимальную мощность группы:
SМ = = 30,2 кВ·А.
Для выбора сечения и марки питающих кабелей при напряжении питания UН =380 В определим ток питающей линии группы (графа 13), А
. (1.12)
Для группы питаемой от СП-1
IМ= = 45,9 А = 46,0 А.
Проведём расчёт для всех групп ЭП. Результаты расчета нагрузок приведены в таблице 1.2.
1.2 Расчёт сети электроснабжения локомотивного депо Реконструкцию системы электроснабжения данного локомотивного депо необходимо проводить по следующим причинам:
— высоковольтное и низковольтное распределительное устройство ТП Депо прошло нормативный срок эксплуатации;
— низковольтная распределительная сеть перегружена и находится в неудовлетворительном техническом состояние.
Понижающая подстанция, питающая данное депо (ТП Депо), включена в кольцевую схему железнодорожного узла и получает питание на напряжении
6 кВ по двум кабельным линиям от независимых источников. Распределительное устройство высокого напряжения ТП Депо секционировано. В качестве коммутационного аппарата установлен высоковольтный выключатель.
Первый питающий фидер подстанции выполнен кабелем 6 кВ марки ААШВ 3Ч120, длина 0,90 км. На первой секции шин установлен понижающий трансформатор типа ТМ-630/6/0,4.
Второй питающий фидер подстанции выполнен кабелем 6 кВ марки
АСБ 3Ч70, длина 0,70 км. Понижающий трансформатор второй секции шин типа ТМ-320/6/0,4. Системы шин высокого и низкого напряжения секционированы.
Подстанции депо (ТП Депо) имеет следующие посторонние низковольтные потребители: пост электрической централизации (ЭЦ) на 120 стрелок, заявленная мощность Р = 72,4 кВт, cos φ = 0,85 и станцию перекачки мазута, заявленная мощность Р = 50,0 кВт, cos φ = 0,85.
Также от первой секции шин 6 кВ подстанции депо отходит кабельная линия для питания комплектной трансформаторной подстанции (КТП) дистанции пути.
В распределительном устройстве высокого напряжения на существующей ТП Депо установлены комплектные камеры типа КСО 366. Приходящие и отходящие высоковольтные фидеры оснащены масляными выключателями типа ВМГ – 10 выработавшими нормативный ресурс.
При реконструкции ТП Депо необходимо:
— определить необходимость увеличения мощности или замены силовых понижающих трансформаторов;
— в высоковольтных камерах заменить масляные выключатели на вакуумные стационарного исполнения;
— оснастить распределительное устройство низкого напряжения современными типами панелей с новой коммутационной и защитной аппаратурой.
Трансформаторы питающей подстанции выбираются по условиям окружающей среды. Номинальная мощность трансформатора должна соответствовать средней нагрузке за максимально загруженную смену. Для потребителей первой категории нагрузка трансформатора должна быть не более 70 % от номинальной мощности, для второй – до 80 %, третьей до 90 % [4].
Проведём сравнение вариантов выбора трансформаторов.
продолжение
--PAGE_BREAK--Суммарная рассчитанная мощность нагрузки наиболее нагруженной смены депо составляет: SСМ = 895,8 кВ·А. В настоящее время на ТП-Депо установлены трансформаторы с суммарной номинальной мощностью
SН.Т = 950 кВ·А. Следовательно, нагрузка за максимально нагруженную смену для них составляет 94,3 %, что превышает норму для потребителей третьей категории. Также трансформатор типа ТМ-320/6/0,4 находится в эксплуатации более 40 лет, выработал нормативный ресурс и по техническому состоянию нуждается в замене. При реконструкции ТП Депо трансформатор типа ТМ-320/6/0,4 может быть заменён на :
— трансформатор типа ТМ-400/6/0,4 мощностью 400 кВ·А;
— трансформаторами типа ТМ-630/6/0,4 мощностью 630 кВ·А.
В первом случае рассчитанная нагрузка потребителей за максимально загруженную смену составит 87,0 % от мощности трансформаторов типа ТМ-630/6/0,4 и ТМ-400/6/0,4 соответствует нормам для потребителей третьей категории.
Во втором случае рассчитанная нагрузка потребителей за максимально загруженную смену составит 71,1 % от мощности двух трансформаторов типа ТМ-630/6/0,4. Поскольку среди нагрузок от ТП Депо имеется потребитель первой категории (пост ЭЦ), а также в связи с тем, что энерговооружённость депо и электропотребление будет всё более возрастать, принимаем решение об установке второго трансформатора типа ТМ-630/6/0,4.
Главный распределительный щит (ГРЩ) распределительного устройства низкого напряжения выполним с применением типовых шкафов выпускаемых в настоящее время промышленностью. Поскольку применяется двухтрансформаторная ТП, система шин напряжением 0,4 кВ секционирована. В качестве коммутационного аппарата на вводе от трансформатора на каждую секцию шин применяется автоматический выключатель. Защита отходящих низковольтных линий выполняется с применением автоматических выключателей стационарного или выдвижного типа или предохранителями-разъединителями на номинальный ток до 630 А [3].
Для организации учёта электроэнергии и измерений на ТП по заявке заказчика устанавливаются:
— вольтметр с переключателем на вводе РУ низкого напряжения;
— амперметры в каждой фазе на вводе;
— трансформаторы тока в РУ высокого и низкого напряжения;
— счётчики активной и реактивной электроэнергии на стороне низкого напряжения;
— другие приборы.
Наличие расчётных счётчиков на ТП позволяет организовать коммерческий учёт электроэнергии на предприятии. Подключение счётчиков к сети производится через измерительные трансформаторы тока с классом точности не более 0,5. Присоединение токовых обмоток счётчиков необходимо производить к к вторичным обмоткам трансформаторов тока отдельно отцепей защиты и совместно с электроизмерительными приборами. Расчётные счётчики должны быть опломбированы [4].
Счётчиками реактивной электроэнергии должны оснащаться потребители с установленной мощностью более 100 кВт [4]. Счётчиками технического учёта могут оснащаться силовые пункты питания отдельных цехов.
Схема первой секции шин ТП Депо приведена на рисунке 1.2.
При электроснабжении от источников энергосистемы потребитель должен принимать меры по соблюдению допустимых показателей качества электроэнергии в точке общего присоединения. В данном случае необходимо принимать меры по уменьшению реактивной электроэнергии забираемой от энергосистемы. наиболее простым вариантом является установка автоматических низковольтных компенсирующих устройств.
Одним из основных направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок промышленных предприятий является компенсация реактивной мощности с одновременным повышением качества электроэнергии непосредственно в сетях предприятий.
Чем ниже коэффициент мощности cos φ при одной и той же активной нагрузке электроприемников, тем больше потери мощности и падение напряжения в элементах систем электроснабжения. Поэтому следует всегда стремиться к получению наибольшего значения коэффициента мощности [3].
Правильная компенсация реактивной мощности (КРМ) позволяет:
— разгрузить передающие установки: подводящие линии, трансформаторы и распределительные устройства;
— снизить тепловые потери тока и расходы на электроэнергию;
-снизить влияние высших гармоник;
— подавить сетевые помехи, снизить несимметрию фаз;
— добиться большей надежности и экономичности распределительных сетей.
Для решения этих задач применяются компенсирующие устройства, называемые установками компенсации реактивной мощности, основными элементами которых являются конденсаторы.
Применение установок КРМ позволяет исключить оплату за потребление из сети и генерацию в сеть реактивной мощности, при этом суммы платежа за потребляемую энергию, определяемые тарифами энергосистемы, значительно сокращаются.
Рисунок 1.2 – Схема первой секции шин 380/220 В трансформаторной подстанции депо
При электроснабжении от источников энергосистемы потребитель должен принимать меры по соблюдению допустимых показателей качества электроэнергии в точке общего присоединения. В данном случае необходимо принимать меры по уменьшению реактивной электроэнергии забираемой от энергосистемы. наиболее простым вариантом является установка автоматических низковольтных компенсирующих устройств.
Одним из основных направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок промышленных предприятий является компенсация реактивной мощности с одновременным повышением качества электроэнергии непосредственно в сетях предприятий.
Чем ниже коэффициент мощности cos φ при одной и той же активной нагрузке электроприемников, тем больше потери мощности и падение напряжения в элементах систем электроснабжения. Поэтому следует всегда стремиться к получению наибольшего значения коэффициента мощности [3].
Правильная компенсация реактивной мощности (КРМ) позволяет:
— разгрузить передающие установки: подводящие линии, трансформаторы и распределительные устройства;
— снизить тепловые потери тока и расходы на электроэнергию;
-снизить влияние высших гармоник;
— подавить сетевые помехи, снизить несимметрию фаз;
— добиться большей надежности и экономичности распределительных сетей.
Для решения этих задач применяются компенсирующие устройства, называемые установками компенсации реактивной мощности, основными элементами которых являются конденсаторы.
Применение установок КРМ позволяет исключить оплату за потребление из сети и генерацию в сеть реактивной мощности, при этом суммы платежа за потребляемую энергию, определяемые тарифами энергосистемы, значительно сокращаются.
Выбор мощности их конденсаторных батарей осуществляют по расчетам электрических нагрузок подстанции и заданному входному tg φВХ, с помощью которого определяется входная мощность, компенсацию которой берет на себя энергетическая система. Из расчета электрических нагрузок определяется средняя активная мощность за наиболее загруженную смену PСМ и вычисляется реактивная мощность QК, квар которую необходимо компенсировать по формуле:
QК =PСМ× ( tg φ — tg φвх ). (1.13)
где tg φ – фактическое значение коэффициента мощности предприятия;
tg φвх = 0,33, нормированное значение коэффициента мощности [3].
Для выбора мощности конденсаторной батареи на ТП Депо QКопределяем PСМ из расчета нагрузок выполненного студентом Свиридовым П.М. На данном уровне распределения электроэнергии (подстанция железнодорожного депо) в нормированный показатель качества электроэнергии, tg φВХ = 0.33. Следовательно:
QК = 650,6 × (615,8/650,6 — 0.33) = 401,1 квар.
В качестве компенсирующего устройства в распределительном устройстве низкого напряжения выбираем ближайшую по мощности автоматическую низковольтную конденсаторную установку типа УКЛН – 0.38 – 400 – 50 У3 [3].
Далее необходимо определить наиболее оптимальную схему низковольтной распределительной сети. При выборе вариантов реконструкции электроснабжения предприятия наиболее целесообразно выполнить «глубокий ввод» высокого напряжения и расположить понизительную подстанцию как можно ближе к центру электрических нагрузок. Это приведёт к снижению потерь при передаче электроэнергии.
Для расчёта низковольтной питающей сети на схематический генплан предприятия наносится картограмма нагрузок [3]. План предприятия необходимо поместить в прямоугольную систему координат с осями Х и Y. При этом каждый ЭП (или распределительный шкаф) с нагрузкой Pi, будет иметь координаты Xi, Yi. При таком способе можно по аналогии с центром тяжести материальных точек определить центр электрических нагрузок группы ЭП или всего предприятия, координаты которого (X0, Y0) могут определиться по формулам (1.14):
; , (1.14)
где Pi – мощность ЭП, кВт;
Xi, Yi — координаты ЭП, м.
На предприятии выявляются сосредоточенные нагрузки и определяются центры групп распределённых нагрузок. Далее центры нагрузок групп ЭП определяются по формуле (1.14). Цеховые силовые пункты (СП) или распределительные шкафы должны быть приближены к колоннам и стенам цеха как естественным опорам для выходящих и подходящих к ним участков сети. Сеть, питающая шкафы, также должна быть приближена к кратчайшей [3].
Координаты ЭП на территории депо Х и Y примем в метрах.
Например, по формуле (1.14) определим координаты центра нагрузок группы ЭП роликового отделения, питаемой от СП-5:
= 52,3 м;
= 62,9 м.
Для выбора места расположения силового шкафа питания нагрузок столовой выберем точку с координатами ХСП-13 = 57,0 м и YСП-5 = 63,0 м возле стены помещения роликового отделения. Место фактического расположения питающего СП-5 смещено от центра электрических нагрузок на 4,7 м.
Затем также определим координаты центра нагрузок других групп ЭП. Центр нагрузок мелких нестационарных ЭП, например бытовой или офисной техники можно принять в середине занимаемого помещения. Данные расчёта занесём в таблицу 1.3
Таблица 1.3 – Координаты центра нагрузок групп ЭП
Координаты
СП-1
СП-2
СП-3
СП-4
СП-5
СП-6
СП-7
СП-8
ХЦН, м
10,1
18,5
29,4
41,0
52,3
69,2
93,5
119,8
YЦН, м
61,7
59,5
57,5
57,0
62,9
57,4
55,0
44,0
При определении места расположении силового пункта необходимо руководствоваться удобством его обслуживания и наличием свободной площадки. Координаты фактически установленных силовых пунктов и распределительных шкафов приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 – Координаты мест расположения силовых пунктов
В некоторых случаях силовой пункт удобнее располагать на свободной от оборудования площади возле входа в помещение. Например, в механическом отделении СП-1 отдалён от центра нагрузок на 13,0 м.
Координаты центра тяжести всех нагрузок депо рассчитаны с учётом расчётов по другим цехам и участкам. С учётом расчётов выполненными студентом Свиридовым П.М. определим координаты центра тяжести всех нагрузок депо, который оказался в точке с координатами:
ХД = 50,5 м и YД =37,5 м.
Для уменьшения потерь электроэнергии в низковольтной сети питающая подстанция должна быть максимально приближена к центру нагрузок, однако для удешевления проекта реконструкции системы электроснабжения сохраним существующую подстанцию в отдельном кирпичном строении на расстоянии 0,1 км от ввода низковольтных кабелей в помещения депо со стороны кернового отделения. Следовательно, место расположения ТП Депо оказывается смещено от центра нагрузок депо на 138,0 м.
Схема питающей низковольтной сети депо приведена на рисунке 1.3.
Электрические аппараты и проводники выбираются по уровню изоляции, допустимому нагреву токоведущих частей в продолжительных режимах, а проводники, за исключением проводников сборных шин электроустановок, также по экономически целесообразной нагрузке [3]. Для электрических аппаратов используются следующие соотношения
UНОМ ≥ UСЕТИ НОМ. (1.15)
IНОМ ≥ IНРМ. РАСЧ. (1.16)
где UНОМ — номинальное напряжение аппарата, кВ;
UСЕТИ НОМ — номинальное напряжение сети, кВ;
IНОМ — номинальный ток аппарата; А;
IНРМ. РАСЧ — расчетные токи нормального, послеаварийного и ремонтного режимов, А.
Для проводников используются соотношения:
UНОМ ≥ UСЕТИ НОМ. (1.17)
Для неизолированных проводников UНОМ определяется уровнем опорной изоляции. Сечение проводника определится по формуле (1.18):
S = IНОРМ. РАСЧ. /JЭКН, (1.18)
где S — сечение проводника, мм2;
JЭКН — нормируемая экономическая плотность тока, А/мм2 [4].
Проверке по экономической плотности тока не подлежат сети напряжением до 1 кВ при числе часов использования максимума нагрузки до 4000…5000 в год [4]. Большинство цехов депо работают по односменному графику и число часов максимума нагрузки достигает не более 2100 часов в год.
Номинальный ток электрического аппарата и продолжительно допустимый ток проводника устанавливаются при определенной нормированной температуре окружающей среды.
Для электрических аппаратов нормированная температура окружающей среды tОКР. НОМ = 35 0С; для проводников, проложенных на воздухе и в кабельных каналах, tОКР. НОМ = 25 0С; для проводников, проложенных в земле или в воде, tОКР. НОМ = 15 0С [4].
Питающая низковольтная сеть соединяет распределительные и силовые пункты с КТП и источником питания предприятия. В депо она выполняется кабелями в кабельных каналах и по стенам помещений в коробах. Сечения проводников, питающих группы ЭП, выбираем по длительно – допустимому току
IРАСЧ ≤ IДЛ. ДОП., (1.19)
где IРАСЧ – расчетный ток, за который принимается IМАХ группы ЭП, А;
IДЛ. ДОП – длительно – допустимый ток по нагреву для проводника данного сечения, определяемый по таблицам ПУЭ [4] в зависимости от конструкции и условий прокладки, А.
Рисунок 1.3 – Схема магистральной сети депо 380/220 В
При прокладке кабелей в зависимости от условия прокладки по данным приведённые в таблицах ПУЭ [4] в расчёт вводятся коэффициенты. Так, для четырёхжильных кабелей вводится коэффициент 0,92 для длительно допустимого тока для трёхжильных кабелей.
Например, максимальный ток нагрузки группы ЭП пантографного отделения и административно-бытового корпуса, питаемой от СП-8 в разделе 1.1 по таблице 1.2 определён как:
IM = 144,0 А.
По таблицам ПУЭ [4] определяем, что при прокладке в воздухе для кабеля марки АВВГ – 3Ч95 + 1Ч50 длительно допустимый ток IДЛ. ДОП = 170 А.
С учётом коэффициента 0,92 для этого кабеля IДЛ. ДОП = 156 А.
Данные по результатам расчёта магистральных низковольтных кабелей приведены в таблице 1.5.
Таблица 1.5 – Данные по кабелям магистральной низковольтной сети
Распределительная низковольтная сеть состоит из присоединений отдельных электроприемников к силовым пунктам (СП). Она выполняется в виде электропроводок в пластмассовых или тонкостенных водо-газопроводных стальных трубах изолированными одножильными проводами или четырёхжильными кабелями [3]. Для электрических приемников повторно – кратковременного режима сечение питающих проводов должно выбираться по таблицам ПУЭ [4].
продолжение
--PAGE_BREAK--Если в результате выбора сечение алюминиевых проводов получается S ≤ 10 мм2, то провод выбирают по номинальному току электроприемника, IРАСЧ = IПАСП (к ПВ = 100% не приводится), а если S ≥ 16 мм2 то расчетный ток определяется, А
. (1.20)
Этим учитывается тепловая инерция проводников больших сечений.
Для асинхронных двигателей, генераторов, А
. (1.21)
Сечение проводников отдельных ЭП выбирается по условию
, (1.22)
где IДОП.ПР — длительно-допустимый ток проводника, А.
Например, определим сечение проводов необходимых для электроснабжения шлифовального станка (ЭП 37) с рН = 7,6 кВт. По формуле (1.20) определяем: IДЛ. ДОП = 15,2 А. Следовательно питающую сеть для ЭП 37 необходимо выполнить четырьмя алюминиевыми одножильными проводами марки АПРТО проложенными в трубе с сечением жил по 2,5 мм. Длительно допустимый ток для таких проводов составляет IДОП.ПР = 19 А [4].
Для генератора токов высокой чатоты срН = 60,0 кВт и ПВ = 0,25, установленного в кузнечном отделении (ЭП №56) расчётный ток определится по формуле (1.20)
= 69,0 А.
Следовательно, от СП-2 к этому электроприёмнику необходимо проложить четыре одножильных алюминиевых провода сечением жил 25 мм2 и с длительно-допустимым током IДОП.ПР = 70 А [4].
1.3 Расчёт токов аварийных режимов При расчетах токов короткого замыкания (КЗ) в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ допускается:
— использовать упрощенные методы расчетов, если их погрешность не превышает 10 %;
— максимально упрощать и эквивалентировать всю внешнюю сеть;
— не учитывать ток намагничивания трансформаторов;
— не учитывать насыщение магнитных систем электрических машин;
— принимать коэффициенты трансформации трансформаторов равными отношению средних номинальных напряжений тех ступеней напряжения, которые связывают трансформаторы. При этом следует использовать следующую шкалу средних номинальных напряжений: 37,0; 20,0; 10,5; 6,3; 3,15; 0,69; 0,40; 0,23 кВ;
— не учитывать влияние синхронных и асинхронных электродвигателей или комплексной нагрузки [3].
На выбор расчетного вида КЗ оказывает влияние схема соединения обмоток силового трансформатора. При использовании трансформаторов, у которых обмотка высшего напряжения соединена в треугольник, ток однофазного металлического КЗ на шинах низшего напряжения может оказаться больше тока трехфазного металлического КЗ.
Токи КЗ в электроустановках напряжением до 1 кВ рекомендуется рассчитывать в именованных единицах. При составлении эквивалентных схем замещения параметры элементов исходной расчетной схемы следует приводить к ступени напряжения сети, на которой находится точка КЗ, а активные и индуктивные сопротивления всех элементов схемы замещения выражать в мил-лиомах [3].
Методика расчета начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ в электроустановках до 1 кВ зависит от способа электроснабжения — от энергосистемы или автономного источника.
При расчете токов КЗ в электроустановках, получающих питание непосредственно от сети энергосистемы, допускается считать, что понижающие трансформаторы подключены к источнику неизменного по амплитуде напряжения через эквивалентное индуктивное сопротивление.
Расчеты должны производиться по режимам, соответствующим прохождению по рассматриваемому участку и наибольшего или наименьшего тока КЗ. Так, например, проверка электротехнического оборудования на термическое и электродинамическое действие токов КЗ должна производиться по наиболее тяжелому режиму, когда по рассматриваемому элементу проходит максимальный ток. Напротив, проверка чувствительности релейной защиты производится по наименьшему току соответствующему минимальному режиму.
Стойкость оборудования к термическому (тепловому) действию сверхтока также проверяется по трехфазному КЗ [4].
Местоположение точек короткого замыкания. При проверке электрооборудования на электродинамическую или термическую стойкость точки КЗ следует располагать таким образом, чтобы при этом проверяемое оборудование находилось в наиболее неблагоприятных условиях.
При выборе уставок релейной защиты точка КЗ принимается, в зависимости от назначения выполняемого расчета, в конце или в начале защищаемого участка.
При проверке кабелей на термическую стойкость расчетной точкой КЗ является:
— точка КЗ в начале кабеля (для одиночных кабелей одной строительной длины);
— точка КЗ в начале каждого участка нового сечения (для одиночных кабелей со ступенчатым сечением по длине);
— точка КЗ в начале каждого кабеля (для двух и более параллельно включенных кабелей одной кабельной линии) [3].
Токовую защиту отдельных ЭП депо выполним с применением низковольтных автоматических выключателей установленных на силовых пунктах и распределительных щитках. Схемы для расчёта КЗ приведена на рисунке 1.4.
Для обеспечения электробезопасности применяются различные системы нулевых и заземляющих проводников в сетях с напряжением менее 1 кВ. Для электроснабжения промышленных предприятий и в хозяйстве нетяговых потребителей железнодорожного транспорта наиболее широко применяется система TN-C-S с глухозаземлённой нейтралью источника питания и повторными заземлениями у потребителей [5]. При этом от нулевой точки трёхфазной обмотки с напряжением 380/220 В объединенный нулевой и защитный проводник РЕN силового кабеля соединяется со всеми распределительными шкафами и присоединяется к заземляющей магистрали.
По всем помещениям и цехам депо устраивается магистраль заземления, выполненная стальной шиной. Открытые проводящие части каждого электроприёмника в депо должны присоединяться к магистрали заземления металлическим заземляющим РЕ-проводником. Четвёртая жила низковольтных кабелей является объединенным РЕN-проводником. На силовых пунктах групп электроприёмников РЕ-проводники и N-проводники разъединяются и идут к нагрузкам отдельно. При этом N-проводники должны иметь изоляцию наравне с фазными проводами [5].
а) расчётная схема электроустановки;
б) схема замещения цепи КЗ;
в) эквивалентная схема замещения цепи КЗ в точке КЗ.
Рисунок 1.4 — Схемы расчета сверхтока
Аппараты защиты должны быть отстроены от нормальных кратковременных режимов работы (пусковой ток электрических двигателей,) – пиковых токов IПИК защищаемых участков сети. Например, для плавких вставок предохранителей и тепловых элементов расцепителей автоматических выключателей должно соблюдаться условие
, (1.23)
где к – коэффициент тяжести пуска;
к = 5 – для асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором;
к = 3 – для асинхронных двигателей с фазным ротором;
к = 1 – для сварочных трансформаторов;
α – коэффициент тепловой инерции плавкой вставки.
α = 2.5 – для нормальных условий пуска (станки, трансформаторы, вентиляторы), то есть при небольшой частоте включений;
α =1.6 – для кранов, сварочных аппаратов;
IН – номинальный ток электроприёмника, А.
Для одного двигателя IПИК — его пусковой ток, а для группы электродвигателей пиковый ток определяют по формуле
(1.24)
где iН… МАКС – номинальный ток наибольшего ЭП из данной группы, определяемый по паспортным данным, А;
IР – расчетный ток группы приемников, А;
kИ — коэффициент использования, характерный для двигателя, имеющего наибольший пусковой ток.
Например, определим пиковый ток группы СП-2 кузнечного отделения. В составе группы из девяти ЭП с максимальным током IМ = 130,0 А самым крупным является сварочный преобразователь (ЭП №) с номинальной паспортной мощностью рН.П = 28,0 кВт и кИ = 0,40 и ПВ = 0,65 %. По формуле (1.21) для сварочного преобразователя определяемiН… МАКС = 56,0 А. По формуле (1.24) пиковый ток группы СП-2 определится
IПИК = 56,0 + 130,0 – 0,40 · 56,0 = 164 А.
Защиты в цепях 380/220 В наиболее целесообразно выполнять на автоматических выключателях, (автоматах), которые предназначены для нечастых оперативных отключений и защиты электрических цепей от перегрузок и сверхтоков. К достоинствам автоматов следует отнести то, что они при аварии отключают сразу все фазы сети и позволяют максимально безопасно производить оперативные действия при ручном отключении.
В зависимости от назначения автоматы оснащаются различными комбинациями расцепителей, среди которых наиболее распространены электромагнитные, для срабатывания на ток короткого замыкания (КЗ) и тепловые для защиты от перегрузки. Тепловые расцепители отключают автомат с выдержкой времени обратно зависимой от величины протекающего тока.
Автоматические выключатели выбираются по следующим условиям.
Номинальный ток расцепителя должен быть не меньше наибольшего расчетного тока нагрузки, длительно протекающего по защищаемому элементу
IН. РАСЦ ≥ IР. (1.25)
Автоматический выключатель не должен отключаться в нормальном режиме работы защищаемого элемента, поэтому ток уставки теплового расцепителя должен выбираться из условия
IН. РАСЦ. Т ≥ (1.1 – 1.3) IР. (1.26)
Автоматический выключатель не должен отключаться при кратковременных перегрузках, поэтому ток уставки электромагнитного расцепителя должен выбираться из условия
IН. РАСЦ. Э ≥ (1.25 – 1.35) IПИК. (1.27)
Характеристики срабатывания автоматических выключателей выбираются в зависимости от пиковых токов электроустановок [3].
Тип А мгновенный расцепитель срабатывает в диапазоне значений от двух до трёх номинальных токов. Применяется в электроустановках с большой протяжённостью электропроводок, а также для защиты полупроводниковых устройств;
Тип В мгновенный расцепитель срабатывает в диапазоне значений от трёх до пяти номинальных токов. Применяется для защиты групп электроприёмников (в жилых зданиях, малых производственных предприятиях);
Тип С мгновенный расцепитель срабатывает в диапазоне значений от пяти до десяти номинальных токов. Применяется для защиты электроприёмников с небольшими пусковыми токами;
Тип D мгновенный расцепитель срабатывает в диапазоне значений от 10 до 20 номинальных токов. Применяется для защиты электроприёмников с большими пусковыми токами.
При выполнении реконструкции электроустановок и при новом строительстве защиты от сверхтока должны соответствовать новым требованиям ПУЭ [5]. При этом характеристики защитных аппаратов и параметры защитных проводников должны быть согласованы, чтобы обеспечивалось нормированное время отключения поврежденной цепи защитно-коммутационным аппаратом. Для автоматического отключения питания могут быть применены защитно-коммутационные аппараты, реагирующие на сверхтоки или на дифференциальный ток.
При выполнении реконструкции электроустановок и при новом строительстве защиты от сверхтока должны соответствовать новым требованиям седьмой редакции ПУЭ [5]. При этом характеристики защитных аппаратов и параметры защитных проводников должны быть согласованы, чтобы обеспечивалось нормированное время отключения поврежденной цепи защитно-коммутационным аппаратом. Для проверки действия защиты от замыкания на землю выполняется расчет зануления в следующем порядке.
Рассчитываются полные сопротивления от трансформатора КТП до наиболее удаленного электроприемника (с учетом выбранных сечений сети по нагрузкам и сопротивления трансформатора). По рассчитанному сопротивлению петли фаза – нуль определяется ток однофазного короткого замыкания IОКЗ, А, который определится по формуле
, (1.28)
где UФ= 220 В — фазное напряжение сети, В;
Zå — суммарное полное сопротивление цепи КЗ, Ом.
Суммарное полное сопротивление кабельной линии составит, Ом
ZWK = z0∙ L, (1.29)
где z0– удельное сопротивление кабеля, Ом/км;
L – длина кабельной линии, км.
Выбранный защитный аппарат проверяется по времени отключения поврежденной цепи. Допустимое время автоматического отключения для системы TN при фазном напряжении UФ = 220 В составляет 0,4 с [5]. В цепях, питающих распределительные, групповые, этажные и др. щиты и щитки, время отключения не должно превышать пять секунд [5].
Для проверки действия защиты от замыкания на землю выполняем расчет зануления для группы из девяти ЭП кузнечного отделения, питаемых от силового пункта СП-2. Открытые проводящие части присоединяются к глухозаземленной нейтрали источника питания. В этом случае нарушение изоляции фазных проводников должно вызвать протекание сверхтока и аварийное отключение повреждённой части электроустановки. Для обеспечения нормированного времени отключения поврежденной цепи защитно-коммутационным аппаратом проверим, как согласованы характеристики защитных аппаратов и параметры защитных проводников.
Подсчитываем полное сопротивление однофазного КЗ от трансформатора ТП Депо до наиболее удаленного электроприемника (с учетом выбранных сечений сети по нагрузкам и сопротивления трансформатора).
Например, по плану силовой сети депо определяем, что наиболее удалённым ЭП является вентилятор (ЭП 2), рН = 2,7 кВт. По формуле (1.21) определяем, что IРАСЧ = 5,4 А. По формуле (1.23) определим, что IПИК = 27,0 А. Защита от сверхтока для этого ЭП необходимо выполнить автоматическим выключателем с номинальным током на 10 А.
По плану помещений депо на рисунке 1.3 и по таблице 1.5 определяем, что от ТП Депо до СП №2 проложен кабель марки АВВГ 3Ч95 + 1Ч50 длиной L1 = 190 м. По ПУЭ [4] и схеме сети определяем, что далее от СП-2 к вентилятору необходимо проложить в стальной трубе четыре одножильных алюминиевых провода марки АПРТО длиной L2 = 25 м с сечением жил 2,5 мм2 с длительно допустимым током I ДОП.= 19 А.
По справочной литературе [3] определим полное сопротивление току однофазного короткого замыкания:
— трансформатора КТП-Депо типа ТМ–630/6/,4 с группой соединения обмоток Δ/Y0 — zТ = 0, 014 Ом. По формуле (1.29) определяем сопротивление кабеля z1 = 0,215 Ом; провода z2 = 0,741Ом.
Сложив сопротивления всех составляющих цепи КЗ определим, что полное сопротивление цепи однофазного КЗ составляет:
— в точке К-1 на шинах о,4 кВ трансформатора, ZК-1 = 0,014 Ом;
— в точке К-2 на шинах СП-2, ZК-2 = 0,229 Ом;
— в точке К-3 на открытые проводящие части ЭП №2 ZК-3 = 0,970 Ом.
По формуле (1.28) определяем ток однофазного короткого замыкания:
— в точке К-1, IОКЗ = 220/0,014 = 15714 А;
— в точке К-2, IОКЗ = 220/0,229 = 960 А;
— в точке К-3, IОКЗ = 220/0,970 = 227 А.
На вводе в СП-2 с максимальным током нагрузки IМ = 130 А согласно условиям (1,26), (1,27) выберем автоматический выключатель типа АВМ 4С с IН.З = 200 А с тепловым и электромагнитным расцепителем типа «В». Результаты расчёта защит групп ЭП занесём в таблицу 1.6.
Таблица 1.6 — Расчет уставок аппаратов токовой защиты
Для распределения электрической энергии в депо применим силовые пункты (шкафы) типа ПР 8703. Они комплектуются автоматическими выключателями [3].
Далее необходимо выбрать номинальные токи автоматических выключателей установленных в пунктах распределительных типа ПР-8703 для защиты электроприёмников.
По результатам расчетов составляется таблица 1.7.
Таблица 1.7 – Параметры токовых защит электроприёмников группы питаемой от СП – 2
продолжение
--PAGE_BREAK--