Учебная работа. Розрахунок електропостачання та електрообладнання цеху

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Розрахунок електропостачання та електрообладнання цеху

Вступ

Важливу роль в умовах сучасного розвитку всіх галузей народного господарства нашої країни відіграє енергетика та електрифікація, яка є одним із основних напрямків науково-технічного прогресу.

Енергосистеми є основними джерелами електропостачання споживачів електроенергії в тому числі найбільш енергоємних, якими є промислові підприємства.

Прискорення науково-технічного прогресу диктує необхідність вдосконалення промислової електроенергетики, зокрема підготовки умов для широкого переведення її на енергозберігаючий процес розвитку.

Розвиток і удосконалення систем електропостачання, зростаючі вимоги до економічності та надійності їх роботи, широке впровадження пристроїв управління розподілом та споживанням електроенергії на базі сучасної обчислювальної техніки ставлять проблему підготовки висококваліфікованих інженерів. Економічність електропостачання досягається шляхом розробки досконалих систем розподілу електроенергії, використання раціональних конструкцій комплектних розподільних пристроїв і трансформаторних підстанцій і оптимізації системи електропостачання.

На економічність роботи системи впливає вибір раціональних значень напруги, оптимального перерізу проводів і кабелів, числа і потужності трансформаторних підстанцій, засобів компенсації реактивної потужності і їх розміщення в мережі.

Реалізація цих вимог забезпечує зменшення втрат при спорудженні і експлуатації всіх елементів системи електропостачання. Також раціональним є розподіл електроприймачів по надійності електроспоживання, на декілька категорій з врахуванням їх значення в технологічному процесі виробництва виробів, безаварійності його роботи і безпеки обслуговування.

Дуже актуальним сьогодні є питання енергозбереження. Енергозбереження в Україні визнано одним із пріоритетних напрямків державної політики і розглядається не як чергова компанія, а як довгострокова і чітко спланована програма дій.

Мета даної дипломної роботи — під час проектування, спорудженні і експлуатації системи електропостачання цеху, правильно в техніко-економічному аспекті здійснити визначити електричних навантажень, вибрати мінімальне число і потужність цехових трансформаторів, систему компенсації реактивної потужності, електричних апаратів та пристроїв.

Завданням дипломного проекту — після техніко-економічних порівнянь тих чи інших варіантних розрахунків, типу, числа та потужності трансформаторів, тощо, в цілому спроектувати електропостачання та вибрати сучасне електрообладнання цеху. По можливості застосувати передові досягнення науки і техніки в області електропостачання, обґрунтувати економічну доцільність рішень. З метою створення умов для раціонального електроспоживання здійснювати заходи по модернізації технологічних пристроїв і організації технологічного процесу.

1. Розрахунок електричних навантажень цеху і компенсація реактивної потужності навантаження

.1 Розрахунок електричних навантажень цеху (Ірен)

Електричні навантаження систем електропостачання визначають для вибору кількості та потужності силових трансформаторів, потужності та місця підключення компенсуючих пристроїв, вибору та перевірки струмоведучих елементів за умовою допустимого нагрівання, розрахунку втрат та коливань напруги і вибору захисту. Під максимальним (розрахунковим) навантаженням розуміють найбільше значення елементів системи елементів електропостачання (СЕП), усереднене на інтервалі часу, за який температура цих елементів досягає усталеного значення. Для графіків, тривалість циклу яких не перевищує трьох постійних часу нагріву елемента мережі, розрахункове навантаження може бути прийнято рівне ефективному, тобто середньоквадратичному.

При розрахунку системи електропостачання розглядається шість основних рівнів, які розрізняються за характером електроспоживання, і як наслідок, способом розрахунку електричних навантажень:

рівень електропостачання — це лінії електричної мережі, які звязують окремі ЕП з розподільчим пунктом до якого вони підключені;

рівень електропостачання — лінії розподільчої мережі напругою до 1 кВ, які забезпечують звязок силових пунктів, щитів, а також магістральні шинопроводи;

рівень електропостачання — шини 0.4 кВ цехової трансформаторної підстанції;

рівень електропостачання — шини РП 10(6) кВ та лінії які підходять до них. В випадку відсутності РП 1096) кВ 4 і 5 рівні ідентичні;

рівень електропостачання — шини низької напруги ГЗП, ПГВ, опорної підстанції района;

рівень електропостачання — границя розділу балансової приналежності мереж енергосистеми та промислового підприємства.

рисунок 1.1 — Однолінійна схема, яка пояснює хід розрахунку

Згідно виданого завдання в цеху розташовані такі електроприймачі.

Таблиця 1.1 — Перелік електроприймачів цеху (варіанта 8)

ПозиціяНазва електроприймачаПотужність, кВтcosφКзавКвик1Насос водяний110,80,80,752Насос піщаний110,850,850,763Вакуумний насос150,90,90,774Газодувка2,50,950,80,785Повітредувка50,70,90,796Компресор220,770,90,87вентилятор2,20,890,70,68Скіповий підйомник110,910,950,659Електровізок1,40,670,90,6610Магнітний кран370,930,80,6711Грейферний кран280,980,850,68ПозиціяНазва електроприймачаПотужність, кВтcosφКзавКвик12Насос водяний110,80,80,7513Насос водяний110,80,80,7514Насос водяний110,80,80,7515Насос водяний110,80,80,7516Насос водяний110,80,80,7517Вакуумний насос150,90,90,7718Вакуумний насос150,90,90,7719Вакуумний насос150,90,90,7720Вакуумний насос150,90,90,7721Газодувка2,50,950,80,7822Повітредувка50,70,90,7923Газодувка2,50,950,80,7824Повітредувка50,70,90,7925Насос піщаний110,850,850,7626Насос водяний110,80,80,7527Насос піщаний110,850,850,7628Вакуумний насос150,90,90,7729Газодувка2,50,950,80,7830Повітредувка50,70,90,7931Компресор220,770,90,832вентилятор2,20,890,70,633Скіповий підйомник110,910,950,6534Електровізок1,40,670,90,6635Магнітний кран370,930,80,6736Грейферний кран280,980,850,6837Насос водяний110,80,80,75ПозиціяНазва електроприймачаПотужність, кВтcosφКзавКвик38Насос водяний110,80,80,7539Насос водяний110,80,80,7540Насос водяний110,80,80,7541Насос водяний110,80,80,7542Вакуумний насос150,90,90,7743Вакуумний насос150,90,90,7744Вакуумний насос150,90,90,7745Вакуумний насос150,90,90,7746Газодувка2,50,950,80,7847Повітредувка50,70,90,7948Газодувка2,50,950,80,7849Повітредувка50,70,90,7950Насос піщаний110,850,850,76Всього:574,2

Згідно завдання здійснюємо розподіл електроприймачів по силових щитах (додаток А).

Розрахунок електричного навантажень цеху проводимо за допомогою ЕОМ — програми IREN, версія 1.13.

Ввід даних.

Продовження вводу даних

Продовження вводу даних

Результати розрахунку електричного навантаження на першому рівні зводимо в таблицю 1.2

Таблиця 1.2 — Результати розрахунку електричного навантаження на першому рівні

Результати розрахунку електричного навантаження на другому рівні зводимо в таблицю 1.3

Таблиця 1.3 — Результати розрахунку електричного навантаження на другому рівні

Результати розрахунку електричного навантаження на третьому рівні зводимо в таблицю 1.4

Таблиця 1.4 — Результати розрахунку електричного навантаження на третьому рівні

.2 Побудова картограми навантажень

Для знаходження місця розміщення трансформаторних підстанцій необхідно побудувати картограми навантажень, які є наочним зображенням на генплані цеху потужностей споживачів у відповідному масштабі у вигляді кіл. Площа кола у вибраному масштабі дорівнює повному навантаженню окремої групи електроспоживачів.

де — масштаб, кВА/мм2;

— радіус кола, мм;

— потужність споживача, кВА;

З цього виразу радіус кола:

.

Координати центру електричного навантаження знаходимо за формулами:

,

де , — координати центру навантажень і-го споживача, см;

— потужність і-го споживача, кВА.

Кут який займає реактивна складова у колі відповідного споживача визначається за формулою:

де — розрахункове активне навантаження і-го споживача, кВт;

— розрахункове реактивне навантаження і-го споживача, кВАр.

Згідно з вище наведеною методикою знайдемо радіуси та кути реактивного навантаження для споживачів всіх трансформаторних підстанцій

Для КТП

,

.

Конкретне місце розташування ТП приймається у відповідності з ПТБ та урахуванням комунікації обєкту в цілому, також необхідно дотримуватися положень будівельних норм та правил СНіП. Розміщення кожної КТП показано на листі графічної частини.

.3 Компенсація реактивної потужності навантаження

Вірний вибір засобів компенсації для мереж промислового підприємства напругою 0,4 — 10(6) кВ, можливо виконати тільки при дотриманні всіх задач проектування. На підприємстві основні споживачі реактивної потужності приєднуються до мережі до 1000 В. Компенсація реактивної потужності цих споживачів може здійснюватись при допомозі синхронних двигунів (СД) або батарей конденсаторів (БК), приєднаних безпосередньо до мережі до 1000 В з боку 0,4-10(6) кВ від АД.

Джерела реактивної потужності на напругу 10(6) кВ економніші від джерел напругою до 1000 В, але передача реактивної потужності в мережу до 1000 В може призвести до збільшення кількості трансформаторів та збільшення втрат електроенергії в мережі та трансформаторах.

Тому ми розглядаємо декілька варіантів і вибираємо оптимальний варіант компенсації реактивної потужності. Виконання технічних вимог повинно забезпечити:

-допустимі режими напруг в живильних та розподільних мережах;

-допустимі струмові навантаження всіх елементів мережі;

режими роботи джерел реактивної потужності в заданих межах;

необхідний резерв реактивної потужності вузлах мережі.

Доцільність використання компенсуючих пристроїв доведемо на основі техніко-економічного порівняння варіантів компенсації за дисконтованими затратами, тому варіант без компенсацію розраховувати не будемо. Розглянемо два варіанти встановлення компенсуючи пристрої на низькій стороні — регульованого та нерегульованого типу.

Згідно виданого варіанта будуємо добовий графік реактивної потужності цеху, який зображений на рисунку 1.1.

Рисунку 1.1 — Добовий графік реактивної потужності цеху

Встановлення нерегульованої конденсаторної установку. Встановлюємо в цеховій ТП конденсаторну установку нерегульованого типу УК3-0,4-180УЗ. установка виготовлена в металевих шафах, забезпечують кабельне введення зверху або знизу. Встановлюються на горизонтальних поверхнях. Комплектуються трифазними конденсаторами типа КПС і струмообмежуючими реакторами. Конденсатори не містять просочуючої рідини («сухі»), пожежо- та вибухозахищені. Поставляються в комплекті із знімними зовнішніми розрядними резисторами. Діелектрична система конденсатора виконана на основі металізованої поліпропіленової плівки, поновлюючої свої діелектричні властивості після місцевого пробою діелектрика (самовідновлення).

Установки комплектуються або автоматичним вимикачем, або розєднувачем. Вид кліматичного виконання — У3. Ступінь захисту — IP21 по ГОСТ 14254-96.

Рисунку 1.2 — Зовнішній вигляд конденсаторної установки нерегульованого типу УК3-0,4-180УЗ

Капітальні вкладення на встановлення

грн.

Витрати на експлуатацію

грн.

Вартість втрат активної потужності в НКБ

грн/рік;

де — питомі втрати активної потужності в компенсуючих пристроях, при встановленні батарей на 6 кВ кВт/МВАр.

Вартість втрат потужності в силових трансформаторах

грн.

грн.

грн.

грн.

Дисконтовані затрати

Встановлення регульованої конденсаторної установки. Встановлюємо в цеховій ТП конденсаторну установку регульованого типу УКМ58-0,4-180-30 УЗ. установка призначена для експлуатації в регіонах з помірним кліматом в закритих приміщеннях (вид кліматичного виконання У3 по ГОСТ156150-69). Номінальні значення кліматичних чинників зовнішнього середовища складають:

— верхнє значення температури навколишнього повітря — 40°С;

нижнє робоче значення температури навколишнього повітря — мінус 20°С;

Ступінь захисту — IP21 по ГОСТ 14254-96.

Комплектуються конденсаторами типа КПС або конденсаторними блоками на основі конденсаторних елементів для конденсаторів типа КПС. Конденсатори типа КПС і їх елементи не містять просочуючої рідини («сухі»), пожежо-вибухобезпечні.

Діелектрична система конденсатора виконана на основі металізованої поліпропіленової плівки, поновлюючої свої діелектричні властивості після місцевого пробою діелектрика (самовідновлюються).

Конденсатори типа КПС і їх елементи задовольняють вимогам ГОСТ 1282-88 і МЕК 831-1,2. Конденсаторні установки комплектуються цифровими мікропроцесорними регуляторами реактивної потужності, здійснюючими регулювання по заданому значенню cosφ і спеціальними магнітними пускачами.

Магнітні пускачі забезпечені додатковими контактами випереджаючого ввімкнення через струмообмежуючі резистори, збільшуючими термін служби магнітних пускачів і конденсаторних елементів. Електрична зносостійкість контактів магнітних пускачів складає більше 200000 циклів, а частота ввімкнення — не більш 120 циклів в годину.

Аварійне вимкнення ступенів регулювання при перевантаженні по струму забезпечується регулятором реактивної потужності. Контроль струмів конденсаторних установок виробляється одним або трьома амперметрами залежно від потужності.

Установки комплектуються конденсаторними блоками на основі конденсаторних елементів для конденсаторів типа КПС. установка складається з каркаса, знімних конденсаторних модулів і регулятора реактивної потужності. До складу знімного конденсаторного модуля входять конденсаторний блок, запобіжники і магнітний пускач.

Рисунку 1.3 — Зовнішній вигляд конденсаторної установки регульованого типу УКМ58-0,4-180-30 УЗ

Встановлюємо в цеховій ТП конденсаторну установку регульованого типу УКМ58-0,4-180-30 УЗ.

Капітальні вкладення на встановлення

грн.

Витрати на експлуатацію

грн.

Вартість втрат активної потужності

грн/рік.

Оскільки ми розглядаємо варіант з регульованими КБ, то перетоків реактивної потужності через силові трансформатори не буде. Отже, .

грн.;

грн.;

грн.

Дисконтовані затрати

Отже, як видно з розрахунків, для компенсації реактивної енергії обираємо варіант з конденсаторною установкою регульованого типу УКМ58-0,4-180-30 УЗ, який є дешевший за варіант з нерегульованою конденсаторною установкою.

2. Вибір схеми внутрішнього електропостачання цеху

.1 Вибір типу і розміщення цехової підстанції

Трансформаторна підстанція — це електрична установка, призначення якої — перетворювати (або понижувати, або підвищувати) напругу в електромережі і розподіляти енергію. Трансформаторна підстанція складається з декількох об‘єктів: силові трансформатори; РП (розподільчий пристрій); пристрої автоматичного захисту і управління; допоміжні споруди.

Види трансформаторних підстанцій: понижуючі; підвищуюючі.

Понижуючі підстанції відповідають за перетворення первинної напруги електромережі у вторинні (значно нижчу). Підвищуючи трансформаторні підстанції, як правило, споруджуються при електричних станціях. Їх призначення — перетворення напруги, яка виробляється генераторами в напругу більш високе, яку зручно транспортувати на великі відстані.

Види трансформаторних підстанцій: місцеві («цехові»); районні (понижуючі).

Ці підстанції відповідають за прийом електроенергії прямо від високовольтних ліній електропередач і передачу її далі на районні трансформаторні підстанції. Потім, знизивши напругу до 35, а в деяких випадках 6-10 кВ, електрика вирушає далі — на місцеві підстанції. тут напруга знижується до 690, 400, 230 В). Далі відбувається розподіл електроенергії серед споживачів.

Трансформаторні підстанції на напругу 10 кВ виробляють на заводі, а потім доставляють в потрібне місце в готовому (зібраному), або розібраному (блоками) вигляді. Такі види трансформаторних підстанцій носять назву КТП (комплектні трансформаторні підстанції).

Виділяють і певні види комплектних трансформаторних підстанцій. Бувають різні КТП. Наприклад, КТП, що має один трансформатор, здійснює прийом, розподіл, а потім перетворення електроенергії 3-х фазного електроструму, що має частоту 50 Гц і номінальну напругу від 6 до 10/0.4 кВ.

Двотрансформаторна КТП, потрібна для постачання електрикою комунальної сфери міста та інших населених пунктів. А також в самих різних галузях. Мета — якомога більше поліпшити ефективність електропостачання. Двотрансформаторена підстанція забезпечує значно вищий рівень надійності, у випадну виходу із ладу одного із трансформаторів, найважливіші споживачі живляться від наступного.

рисунок 2.1 — Зовнішній вигляд КТП

КТП щоглового виконання потрібна для того, щоб приймати, перетворювати і розподіляти електроенергію 3-х фазного змінного струму, що має частоту 50 Гц і номінальну напругу 6 (10) / 0,4 кВ. Застосовується, як правило, для енергопостачання об’єктів не дуже великих (об’єкти промисловості, сільського господарства, селищні та інші). Вони відрізняються простотою монтажу, дешевизною, і зручністю організацій вводу — виводу, проте їх відрізняє порівняно невелика потужність.

рисунок 2.2 — Зовнішній вигляд КТП щоглового виконання

КТП внутрішньої установки (цехове КТП), що має один або два трансформатора, призначена для того, щоб приймати, перетворювати і розподіляти електроенергію 3-х фазного змінного струму, що має частоту 50 Гц і номінальну напругу 6 (10) / 0,4 кВ. КТП виробляють і застосовують переважно в системі електропостачання таких об’єктів, як комунальні, нафтогазовидобувні і промислові.

рисунок 2.3 — Зовнішній вигляд КТП внутрішньої установки (цехове КТП)

Види трансформаторних підстанцій за значенням: підстанції глибокого вводу; головні знижувальні; тягові, для потреб транспорту, який працює на електроенергії; трансформаторні (які називаються ще й «цехові», якщо мова йде про промислових мережах, і «міськими», якщо мова йде про міських мережах).

Найголовніша знижуюча підстанція має напругу від 35 до 220 кВ. Ця підстанція підживлюється прямо від енергосистеми району та розподіляє електричну енергію по всьому підприємству.

Підстанція глибокого вводу має напругу 35-220 кВ. Вона виконана, як правило, по найпростішим схемами комутацій на стороні первинної напруги. Такі схеми називаються «схеми з глибоким введенням».

Провівши аналіз трансформаторних підстанцій можна зробити висновок, що для живлення цеху найдоцільніше встановити двотрансформаторне КТП зовнішнього устаткування. Конкретне місце розташування КТП приймається у відповідності з ПТБ та урахуванням комунікації обєкту в цілому, також необхідно дотримуватися положень будівельних норм та правил СНіП. Розміщення кожної КТП показано на листі графічної частини.

.2 Вибір кількості та потужності трансформаторів

Для живлення цеху вибираємо трансформаторну підстанція типа БКТПу з двома трансформатора по 250 кВА (рисунок 2.4), яка призначена для прийому і розподілу електроенергії трифазного змінного струму частотою 50 Гц на напругу до 10 кВ і перетворення в електроенергію 0,4 кВ. Використовуються для електропостачання різних споживачів в районах з помірним кліматом від -45 °С до +40 °С. БКТПу є двохтрансформаторною (одно) підстанцією зовнішньої установки. Все встановлене устаткування (за винятком силових трансформаторів) виробляється ВАТ «МЕЛ» і відповідає вимогам ГОСТ 14695-80, ГОСТ 14693-90 і ТУ 3412-025-03989649-2003. Кліматичне виконання і категорія розміщення У1 по ГОСТ 15150-69,15543.1-89.

рисунок 2.4 — Зовнішній вигляд трансформаторної підстанції типа БКТПу

Корпус 2 БКТПу залежно від виконання може мати 3-4 роздільні приміщення, що забезпечує установку силових трансформаторів і комутаційного високовольтного і низьковольтного устаткування в роздільних приміщеннях. установка всього високовольтного і низьковольтного устаткування в різних приміщеннях, у виробах БКТПу дозволено здійснювати оперативні перемикання при повному контролі всього устаткування, що дає можливість вимкнути частину устаткування з схем електропостачання.

Конструкція БКТПу має природну вентиляцію, що забезпечує охолоджування силового трансформатора в процесі експлуатації. Підстанція забезпечена обліком активної електричної енергії.

Високовольтне комутаційне устаткування у складі БКТПу виконане на базі нових комірок КСО 366Н з автогазовими вимикачами типа ВНПР.

Низьковольтне комутаційне устаткування представлене новими розробками ШУР-6 (10), РУНН-6 (10), АВР, РВР. Кількість ліній, що відходять, і їх струми можуть бути змінені за бажанням замовника.

ШУР-6 (10) виконаний на базі запобіжних планок фірми «Апатор». До складу виробу також входить вимикач навантаження типа ІЗЕР, панель обліку і осередок власних потреб.

РУНН-6 (10) відрізняється від шафи обліковий розподільного установкою на лініях силових автоматичних вимикачів, що відходять.

РВР (ручне ввімкнення резерву) виконане на базі вимикача ІЗЕР, має внутрішню ошиновку, що дозволяє легко приєднати його до виробів ШУР, РУНН, ШНН.

Технічні характеристики:

Потужність силового трансформатора, кВА 250 — 1000

Номінальна напруга на стороні високої напруги, кВ 6;10

Номінальна напруга на стороні низької напруги, кВ 0,4

Струм термічної стійкості протягом 1с на стороні ВН, кА 20

Струм електродинамічної стійкості на стороні ВН, кА 51

Струм електродинамічної стійкості на стороні НН, кА 30

Рівень ізоляції по ГОСТ 1516.1-76 з оливними трансформатором нормальна.

Габаритні розміри (без урахування декоративного даху):

Ширина, мм — 5700

Глибина, мм — 5510

Висота, мм — 2850

Висота фундаментного блоку, мм — 1600

Розрахункова маса, т — 30,5.

рисунок 2.5 — Комплектна двохтрансформаторній підстанції із залізобетонних об‘ємних елементів БКТПу:

а — однолінійна схема живлення; б — план розташування обладнання;

— збірки 6-10 кВ з однополюсними роз’єднувачами; 2 — триполюсні роз’єднувач; 3 — вимикач навантаження; 4 — силові трансформатори; 5-накладки для заземлення; 6 — контакторною станції; 7 — рубильники на 1000 А; 8 — збірки з запобіжниками і відхідними кабелями напругою до 1000 В; 9 — сітчасті двері; 10 — сходи; 11-щиток власних потреб; 12 — люк; 13 — камера КСО-366; 14, 15 — об’ємні блоки.

.3 Вибір кількості, типу та розташування розподільчих пристроїв

Сучасні комплектні розподільчі пристрої КРУ-0,4к та КРУ-0,23к призначені для роботи в мережах номінальною напругою 380 В та 220 В трифазного змінного струму частотою 50 Гц з ізольованою нейтраллю. Пристрої розподільчі АТДП можуть мати виконання як на 380 так і на 220 В змінного струму з ізольованою або глухозаземленою нейтраллю. Щит постійного струму ЩПТ-220 призначений для роботи в ізольованих мережах номінальною напругою 220 В постійного струму (рисунок 2.6).

Рисунок 2.6 — Зовнішній вигляд комплектного розподільчого пристрою

Розподільчі пристрої КРУ-0,4к, КРУ-0,23к, АТДП та ЩПТ-220 призначені для комплектування підстанцій і служать для прийому, розподілу електричної енергії, захисту відхідних ліній від перевантажень і струмів короткого замикання..

Розподільчі пристрої КРУ-0,4К, КРУ-0,23К, АТДП і ЩПТ-220 розроблялися, як складова частина підстанції, що не вимагає періодичного обслуговування і періодичних ремонтів. Початкова складність розробки полягала в тому, що це устаткування відноситься до класифікації стандартних розподільчих пристроїв. Застосування в низьковольтних розподільчих пристроях засобів автоматики (промислових контролерів, сервоприводів, автоматичних вимикачів та ін.) приводить до їх дорожчання, щодо існуючої безлічі устаткування подібного типу. Проте, ці витрати дуже швидко окупаються в процесі експлуатації.

Переваги: високий рівень надійності; зниження габаритних розмірів та маси; зручність обслуговування; зменшення часу на обслуговування та пошук несправностей; зниження вірогідності виникнення пожеж; захист персоналу від ураження електричним струмом.

Низьковольтні розподільчі пристрої та їх основні компоненти відповідають вимогам ГОСТ 22789-94, ПУЕ, ПТЕ та ПТБ ЕП, а також вимогам міжнародних стандартів і правил.

Зменшення габаритних розмірів розподільчих пристроїв значно економить місце на підстанції, знижуючи витрати на капітальне будівництво.

Силова частина розподільчих пристроїв виконана із застосуванням технології необслуговуваних контактних з’єднань. Використані спеціальні компенсуючі пристрої виробництва ФРН, які стабілізують притиск на контактних з’єднаннях, незалежно від температури і теплових розширень. Завдяки цьому, при експлуатації немає необхідності в контролі, періодичній підтяжці, зачистці контактних з’єднань. Стабілізація контактного з’єднання підвищує надійність устаткування, знижує вірогідність виникнення пожежі в розподільчих пристроях і підстанції в цілому.

Оболонка шаф розподільчих пристроїв є металевою конструкцією RITTAL з дверима спереду. На шафах вводу і секційних шафах органи управління автоматичним вимикачем розташовані на фронтальній стороні шафи, і захищені прозорими захисними дверцями із замком. На розподільчих шафах ліній органи управління розташовані на поворотній панелі за дверима. таким чином, при проведенні оперативних перемикань виключена можливість торкання оперативним персоналом струмопровідних частин.

На дверях розподільчих пристроїв розташовані лицьові панелі з кольоровою мнемосхемою, що відповідає набору комутаційного устаткування для кожної шафи і наочними кольоровими світлодіодними покажчиками положення (включений/відключений) комутаційних апаратів. Це дозволяє експлуатаційному персоналу легко орієнтуватися в стані схем електропостачання споживачів електроенергії.

рисунок 2.7 — Вигляд з середини розподільчого пристрою серії РУ-0,4к ввідний

Розподільчі пристрої мають високий ступінь надійності, компактну конструкцію, легкий доступ до всіх сполучних компонентів, просту фіксацію захисних елементів.

Ступінь захисту розподільчих пристроїв — IP 54 у відповідності до ГОСТ 14254-96.

Завдяки модульній конструкцій «RITTAL» стиковка окремих шаф в загальній лінійці розподільчого пристрою відбувається з високою точністю, з виконанням необхідного ступеня захисту. При цьому, не виникає перекосів металоконструкцій, як окремих шаф, так і всього пристрою в цілому.

Завдяки високій точності виготовлення металоконструкцій «RITTAL» не виникає механічного тиску на опорну ізоляцію силових кіл збірних шин, що істотно підвищує надійність роботи виробів.

Виключення попадання пилу в розподільчий пристрій при ступені захисту IP54 знижує експлуатаційні витрати на обслуговування, підвищує надійність роботи, оскільки пил може бути причиною перекриття кіл, що знаходяться під напругою по поверхні ізоляції. Це рішення істотно знижує вірогідність виникнення пожежі.

Відмітними особливостями конструкції обладнання є: ефективне використання корисного простору, високий ступінь безпеки і захисту від випадкових дотиків; підвищена динамічна стійкість до струмів короткого замикання; спеціальні шинні складки кріпляться за допомогою утримувачів; висока статична і термічна навантажувальна здатність завдяки спеціальній формі профілю шинування;

Велика площа поверхні мідних шин забезпечує добре тепловідведення.

Автоматичні вимикачі забезпечені електричними сервоприводами, що дозволяють реалізувати функцію дистанційного керування.

Лінійка шаф забезпечена мікропроцесорним промисловим контролером, що реалізовує функцію контролю блокувань, управління сервоприводами автоматичних вимикачів, зв’язок з системами управління верхнього рівня.

Захист поверхні шаф виконаний з потрійною обробкою поверхні — фосфатування, електрофорезна ґрунтовка і текстуроване забарвлення нахиленням. Завдяки цьому, поверхня розподільчого устаткування стійка до мінеральних олив, мастил, машинних емульсій, слабких кислотних і лужних розчинів.

Компоненти розподільчого обладнання сертифіковані у відповідності до індустріальних стандартів (сертифікати UL, CSA, DNV, GL).

У якості силових електроапаратів в розподільчі пристрої встановлюються автоматичні вимикачі виробництва Schneider Electric серій Multi9 на номінальні струми від 0,5 до 125 А, Compact NS на номінальні струми від 80 до 1600 А, Masterpact на номінальні струми від 630 до 4000 А.

рисунок 2.8 — Вигляд з середини розподільчого пристрою серії РУ-0,4к з автоматичний вимикачем у викоченому положенні ввідний

Автоматичні вимикачі збираються в литих ізольованих конструкціях, виготовлених з синтетичного матеріалу поліефірного скла, що забезпечує стійкість до деформацій, що виникають при короткому замиканні.

Основні особливості: подвійна ізоляція — повне розділення силового і допоміжного кіл; селективність — дозволяє виділити тільки зону пошкодження, забезпечуючи максимальну безперебійність роботи; дія вимикача не залежить від тиску і швидкості включення.

Доступ до дугогасильних камер, рухомим і нерухомим контактам забезпечується простим зняттям кришки вимикача, що прискорює обслуговування, підвищує його безпеку.

Збільшені ізолюючі проміжки забезпечують відсутність струмів витоку і діелектричну стійкість навіть при перенапруженнях.

Герметичний корпус. Всі металеві частини оброблені антикорозійним розчином.

Для можливості проведення регламентних робіт на групах автоматичних вимикачів в шафах лінійних автоматів, у ввідних і секційних шафах застосовуються ножеві розєднувачі типів: ISFT на номінальні струми від 100 до 630 А (Schneider Electric), вимикачі-розєднувачі навантаження Interpact INS/INV на номінальні струми від 40 до 2500 А (Schneider Electric) і розєднувачі серії LTL на номінальні струми 1250 і 1600 А (OEZ). Перераховані розєднувачі характеризуються хорошими електричними характеристиками, високою надійністю і зручністю управління.

Контроль ізоляції в розподільчих пристроях здійснюється встановленими у ввідних шафах КРУ-0,4К, КРУ-0,23К і АТДП приладами контролю ізоляції фірм «Bender GMBH» та «Socomec». Значення опору ізоляції відображається свіченням світлодіодів на передній панелі приладу і індикатором, а при зниженні ізоляції нижче заданих меж замикаються «сухі» контакти в колі зовнішньої сигналізації. Прилади мають вихід в мережу RS485, що дозволяє передавати значення опору ізоляції, сигнали попереджувальної і аварійної ситуації диспетчерові.

Для контролю ізоляції в ЩПТ-220 застосовуються прилади фірми Bender GMBH, призначені для роботи в ізольованих мережах постійного струму. Вимірюваний опір ізоляції безперервно відображається на рідкокристалічному дисплеї. Два окремо настоюваних сигнальних реле, що знаходяться у складі приладу, дозволяють розрізняти сигнали «Попередження» та «Аварія» і видавати їх «сухими» контактами в колі зовнішньої сигналізації. Діапазон налагоджень уставок спрацьовування каналів — від 1 до 200 кОм. Для перевірки функціонування і тестування на приладі є кнопка «Тест». Прилади мають вихід в мережу RS485, що дозволяє передавати значення опору ізоляції, сигнали попереджувальної і аварійної ситуації диспетчерові.

Вимірювання і контроль електричних параметрів в КРУ-0,4К, КРУ-0,23К і АТДП здійснюється цифровим мультиметром фірми «Lovato Electric S.P.A.», встановленим у ввідні шафи лінійок розподільчих пристроїв. На лицьовій панелі приладу вимірювані величини відображаються за допомогою цифрових світлодіодних індикаторів.

Таблиця 2.1. Основні параметри низьковольтних розподільчих пристроїв

.4 Вибір трас та способів прокладання низьковольтних кабельних ліній

Внутрімайданчикові електромережі мережі виконуються переважно кабелями. Незалежно від категорії електроустановок силові мережі та освітлювальні на поверхні виконуються кабелями з алюмінієвими жилами та оболонками, кабелі з мідними жилами обов’язкові тільки при прокладці кінцевих ділянок в вибухобезпечних приміщеннях. При значних струмових навантаженнях для міжцехових та цехових мереж рекомендується використовувати шинопроводи. Силові та освітлювальні мережі напругою до 1000 В згідно вимогам ПУЕ повинні бути роздільними.

На вибір способу виконання силової мережі впливають: а) умови навколишнього середовища; б) місце прокладки мережі; в) прийнята схема мережі, протяжність окремих ділянок її та розрахункові перетину.

результатами впливу навколишнього середовища можуть з’явитися: а) руйнування ізоляції провідників, самого провідникового матеріалу і різного роду захисних оболонок і кріпильних деталей; б) підвищена небезпека для осіб, які обслуговують електричну мережу або випадково стикаються з нею; в) виникнення пожежі або вибуху.

Руйнування ізоляції провідників та пошкодження металевих струмоведучих і конструктивних частин може мати місце в результаті впливу вологи, їдких парів і газів, а також високої температури.

Наслідками руйнування ізоляції можуть з’явитися короткі замикання в мережі і підвищення небезпеки її відносно дотику, особливо в умовах вогкості, високої температури і т. п.

В атмосфері приміщення можуть міститися такі домішки, які при виникнення іскріння або високих температур в елементах електроустановки можуть спалахнути або дати вибух.

Місце прокладки (траса) мережі впливає на вибір роду і способу прокладки в основному за умовами механічного захисту мережі, безпеки її для дотику і зручності монтажу та експлуатації.

В залежності від висоти прокладки до мережі ставляться такі вимоги: а) при висоті прокладки нижче 2,0 м над підлогою — надійний захист від механічних пошкоджень; б) при висоті прокладки нижче 3,5 м над підлогою і 2,5 м над верхнім настилом крана — безпека дотику.

Вплив прийнятої схеми мережі на вибір способу виконання її наочно видно на прикладі магістралей з розподіленим навантаженням для яких доцільне застосування шинопроводів.

Протяжність і перетин окремих ліній впливають в тому випадку, коли вирішується, наприклад, постає питання про застосування кабелів або проводів у сталевих трубах. Першим віддається перевага для ділянок мережі великих перетинів і протяжності, другим — малих.

Загальні вказівки щодо вибору способу виконання мережі в залежності від характеристики приміщень щодо навколишнього середовища, складені відповідно до ПУЕ. При цьому вважається, що: а) голий провід не має яких-небудь ізолюючих або захисних оболонок; б) голий захищений провід має обмотку або оплітку з волокнистих речовин або інше покриття (емаль, лак, фарба), що охороняє металеву жилу дроту від впливів середовища; в) у ізольованого проводу металеві жили укладені в ізолюючу оболонку; г) у ізольованого проводу незахищена ізоляція не забезпечена спеціальними оболонками від механічних пошкоджень; д) ізольований захищений провід має поверх електричної ізоляції металеву або іншу оболонку для запобігання від механічних ушкоджень.

Прокладку кабелів по можливості слід проводити відкрито, використовуючи для цього технологічні та спеціальні естакади, стіни будинків та споруд. При цьому необхідно приймати до уваги умови навколишнього середовища, вібрацію стін i приймати заходи захисту кабелів від прямої дії сонячних променів.

В залежності від кількості кабелів, умов траси, ступеню забруднення грунту, вимог експлуатації і т.д. кабелі можуть прокладатися в траншеях, каналах, тунелях і на естакадах, перевага віддається більш простим способам.

При кількості кабелів до шести кабелі прокладаються в траншеях (рисунок 2.9, а), від механічного пошкодження вони захищаються червоною цеглою або бетонними плитами. Для захисту від корозії в траншеях прокладають кабелі з протикорозійним покриттям. При прокладці кабелів паралельно трубопроводам відстань між ними повинна бути не менше 0,5м, а якщо умови не дозволяють видержати таку відстань, кабелі прокладаються в трубах. Відстань до теплотраси при їх паралельній прокладці повинна бути не менше 2м. Прокладку кабелів в траншеях проектують з запасом по довжині (змійкою або з компенсаційним запасом на вводах, біля муфт і через 50м траси).

При кількості кабелів від 6 до 30 використовують для прокладки кабельні канали (рис. 2.9, б), при більшій кількості кабелів приймають здвоєні канали, тунелі (рис. 2.9, в) або напівпрохідні тунелі (рис. 2.9, г).

Струмопроводів знаходиться в межах 1500-6000 А.

а б в г д

е

рисунок 2.9 — Способи прокладки кабелів

Трасу для спорудження каналів і тунелів вибирають за напрямком основного потоку енергії з максимальним обхватом кабелів, що живлять споживачів першої категорії. Слiд передбачити сумісну прокладку силових, контрольних і телефонних кабелів. При цьому необхідно різні групи кабелів (робочі, резервні напругою вище 1000 В, для споживачів першої категорії) розміщувати на різних рівнях; в односторонніх тунелях силові та контрольні кабелі і кабелі зв’язку розміщують на різних рівнях, розділяючи їх горизонтальною перегородкою, а в двосторонніх тунелях — по різних сторонах тунелю.

При великій насиченості проммайданчиків підземними комунікаціями буває доцільно споруджувати підземні колектори для кабелів та трубопроводів (рис. 2.9, д). На великих підприємствах насичених підземними технологічними та іншими комунікаціями, при великій агресивності грунтів рекомендують відкриту прокладку кабелів на естакадах (рис. 8.7, е).

При високій питомій щільності навантаження, концентрованому розташуванню крупних споживачів, при магістральному направленні потужного електропотоку використовують струмопроводи. Струмопроводи можуть прокладатися на опорах, в тунелях або закритих галереях.

Жорсткі струмопроводи рекомендуються для з’єднання виводів вторинних обмоток трансформаторів підстанцій глибокого вводу з віддаленими ЗРУ 6 (10) кВ.

Внутрішні (цехові) мережі виконуються кабелями, голими та ізольованими проводами, а також шинами.

Марки проводів, спосіб захисту від зовнішньої дії, спосіб прокладки визначається прийнятою системою розподілу електроенергії, а також умовами навколишнього середовища.

Прокладка кабелів і шин в приміщеннях підйомних установок і компресорних станцій проводиться по стінах і під стелею підвальних приміщень або в кабельних каналах.

У нашому випадку приміщеннях сухе, тому прокладка проводів та кабелів здійснюється двома способами: відкритим та прихованим.

Відкрита проводка:

а) безпосередньо по вогнетривких та вогнестійких конструкціях і поверхнях — ізольованими незахищеними проводами на роликах і ізоляторах, в трубах (ізоляційних з металевою оболонкою, сталевих), коробах, лотках, гнучких металевих рукавах, а також кабелями, захищеними ізольованими і спеціальними проводами;

б) безпосередньо по горючих конструкціях і поверхнях-ізольованими незахищеними проводами на роликах і ізоляторах, в трубах (ізоляційних з металевою оболонкою, сталевих), коробах, гнучких металевих рукавах, а також кабелями і захищеними ізольованими проводами;

в) при навантаженні до 1000 в — струмопроводами всіх виконань;

г) при навантаженні понад 1000 в — струмопроводами в закритому чи пилонепроникному виконанні.

Прихована проводка:

д) ізольованими незахищеними проводами в трубах (ізоляційних, ізоляційних з металевою оболонкою, сталевих), глухих коробах, замкнених каналах будівельних конструкцій будівель, а також спеціальними проводами.

.5 Вибір марок і перерізу проводів низьковольтних ліній

Живлення цеху підприємства здійснюється від щитової, яка отримує живлення за допомогою двох кабельних ліній напругою 0,38 кВ від розподільного пункту ТП. Від щитової за допомогою кабельних ліній здійснюється живлення цехових розподільчих щитів. Живлення споживачів здійснюється кабельними лініями напругою 0,38 кВ.

Внутрішнє електропостачання — це мережі напругою до 1 кВ, які призначені для розподілу електроенергії між споживачами. Внутрішні мережі поділяються на живлячі та розподільчі. Живлячі відходять від джерела живлення до розподільчих пунктів, шинопроводів, окремих потужних споживачів. Розподільчі мережі — це мережі, до яких безпосередньо приєднані різні споживачі цеху. По структурі схеми внутрішні мережі можуть бути радіальні, магістральні та змішані.

Схема внутрішнього електропостачання підприємства по своїй структурі є змішана (містить елементи радіальних та магістральних схем) і розгалуженою. Для підвищення надійності передбачаємо резервні звязки між деякими розподільчими пунктами.

Здійснюємо вибір кабельних ліній в мережі 380 В за допустимим струмом і перевіряємо вибраний кабель за допустимою втратою напруги.

Визначаємо струм лінії

Вибираємо кабель, що живить СЩ — 1

Визначаємо струм лінії:

А.

Вибираємо кабель АВВГ 3×25+1×16 Ід = 95А.

Перевіряємо вибраний кабель по нагріву:

Іав = 2 ∙ Інб, А,

ІР =111 А < А - умова виконується.

Аналогічно вибираємо кабелі для інших споживачів та силових щитів. Результати розрахунків зводимо в табл. 2.2 і табл. 2.3.

Таблиця 2.2- Вибір силових кабелів для живлення силових щитів

Силовий щитSІІ, кВАІР, АМарка кабелюІд, АСЩ-15989АВВГ 3×25+1×1695СЩ-279120АВВГ 3×50+1×35145СЩ-370106АВВГ 3×35+1×25120СЩ-44669АВВГ 3×16+1×1075СЩ-54872АВВГ 3×16+1×1075СЩ-66497АВВГ 3×35+1×25120СЩ-7 88133АВВГ 3×35+1×25120СЩ-86399АВВГ 3×35+1×25120

Таблиці 2.3 — Вибір кабелів для живлення споживачів

СпоживачSІ, кВАІР, АМарка кабелюІд, АНасос водяний8,813АВВГ 3×1,5+1×1,519Насос піщаний9,3514АВВГ 3×1,5+1×1,519Вакуумний насос13,520АВВГ 3×2,5+1×1,525СпоживачSІ, кВАІР, АМарка кабелюІд, АГазодувка23АВВГ 3×1,5+1×1,519Повітродувка4,57АВВГ 3×1,5+1×1,519Компресор 2030АВВГ 3×4+1×2,535Магнітний кран3045АВВГ 3×10+1×655Грейферний кран2436АВВГ 3×6+1×442вентилятор1,52АВВГ 3×1,5+1×1,519Скіповий підйомник10,516АВВГ 3×1,5+1×1,519Електровізок1,261,9АВВГ 3×1,5+1×1,519

3. Розрахунок струмів короткого замикання у низьковольтній розподільчій мережі та вибір електрообладнання

.1 Розрахунок струмів короткого замикання

Проведемо розрахунок струмів короткого замикання для низьковольтної мережі.

При напрузі мережі до 1 кВ навіть невеликий опір суттєво впливає на струми короткого замикання. Тому в розрахунках враховують усі опори мережі, як індуктивні, так і активні. Крім того, враховують активні опори всіх перехідних контактів у цій мережі. При відсутності даних про контакти і їх перехідні опори рекомендується при розрахунку струмів коротких замикань в мережах, які живляться трансформаторами потужністю до 1600 кВА, врахувати таким чином:

0,015 Ом — для РП на станціях і підстанціях;

0,02 Ом — для первинних цехових РП.

Розрахунок струмів короткого замикання на напругу до 1 кВ виконуємо в іменованих одиницях. Складемо схему заміщення для одного двигуна для розрахунку струмів короткого замикання (див. рис. 3.1.).

рисунок 3.5 — Схема заміщення

Обчислимо параметри схеми заміщення:

(3.1)

(3.2)

(3.3)

(3.4)

(3.5)

де кт — коефіцієнт трансформації трансформатора,

кт = ,

де rпі, хп.і — питомі активні і індуктивні опори кабельної лінії і шин (ТП, ГРЩ і ЩС), мОм/м; li — довжини кабелів (шин), м.

Отже,

мОм;

Визначимо струм короткого замикання у точці К1:

Визначимо струм короткого замикання в точці К2:

Визначимо струм короткого замикання в точці К3:

Зведемо всі результати розрахунку в таблицю.

Таблиця 3.1 — Результати розрахунків струмів КЗ в низьковольтній мережі

Розрахункова точка КЗК1К2К3Струм КЗ при розрахунку в іменованих одиницях, кА7.6746.8764.156

3.2 Вибір електричних апаратів комірок вводу по напрузі і струму вимикач

Вибір автоматичних вимикачів на низькій стороні трансформаторної підстанції проводиться за наступними умовами:

по напрузі: ,

по струму: ,

по конструктивному виконанню,

по гранично відключаючому струму: .

Таблиця 3.2 — Вибір ввідних і секційного автоматичного вимикача напругою 0,4 кВ

Розрахункові даніНомінальні даніТип автоматаАВ 3007/3НкАкА

Вибір шин проводимо за допустимим струмом. Для зєднувальних елементів окремих РЩ вибираємо шини прямокутного перерізу.

Максимальний робочий струм А.

Вибираємо алюмінієві прямокутні шини, розміром 30´4 мм і площею поперечного перерізу 120 мм².

Перевіряємо шини за максимально допустимим струмом:

при зниженні напруги на 5%:

А;

— тривало допустимий струм:

А > A.

Перевіряємо шини на термічну стійкість:

, (3.6)

Де — тепловий імпульс, А2 ∙с4; С — теплова функція при номінальних умовах, С = 90 Ас2 / мм2.

мм²,

мм2 < мм2.

Перевіряємо шини на динамічну стійкість.

Приймаємо віддаль між фазами а=0.1 м; прогін між ізоляторами L=2 м.

Зусилля взаємодії між фазами:

, (3.7)

Н/т.

Напруженість в матеріалі шин від взаємодії між фазами:

, (3.8)

МПа.

Зусилля взаємодії між фазами:

, (3.9)

Н/т.

Віддаль між прокладками:

, (3.10)

т.

Оскільки, довжина прогону 2м, то додаткових прокладок не вимагається.

Вибираємо ізолятори за допустимим зусиллям на ізолятор:

; (3.11)

кН.

Вибираємо ізолятор ОФ-0,4-3,75 У3 з допустимим руйнуючим зусиллям на згин :

кН,

;

Остаточно вибираємо ізолятор ОФ-0,4-3,75 У3.

3.3 Вибір автоматичних вимикачів (рубильників, запобіжників) в РП — 0,38 кВ і розподільчих щитах

Вибір автоматів для силових щитів проводимо аналогічно вибору автоматичних вимикачів на низькій стороні трансформаторної підстанції. Всі результати зводимо в таблицю 3.8.

Таблиця 3.3 — Вибір автоматів для СЩ 0.38 кВ

Силовий щитІР, ААвтоматІном, АІном.відкл, кАСЩ-189АВ3002/3Н10032.5СЩ-2120АВ3004/3Н35032,5СЩ-3106АВ3004/3Н35032,5СЩ-469АВ3002/3Н10032.5СЩ-572АВ3002/3Н10032.5СЩ-697АВ3002/3Н10032.5СЩ-7 133АВ3004/3Н35032,5СЩ-898АВ3002/3Н10032.5

Вибір автоматів для окремих споживачів проводимо аналогічно. Всі результати зводимо в таблицю 3.4

Таблиця 3.4 — Вибір автоматів для споживачів

СпоживачІР, ААвтоматІном, АІном.відкл, кАНасос водяний13АВ3001/3Н167,5Насос піщаний14АВ3001/3Н167,5Вакуумний насос20АВ3001/3Н407,5Газодувка3АВ3001/3Н167,5Повітродувка7АВ3001/3Н167,5Компресор 30АВ3001/3Н407,5Магнітний кран45АВ3002/3Н10032.5Грейферний кран36АВ3001/3Н407,5вентилятор2АВ3001/3Н167,5Скіповий підйомник16АВ3001/3Н167,5Електровізок1,9АВ3001/3Н167,5

Вибір магнітних пускачів в колах асинхронних двигунів. Магнітний пускач — це комутаційний апарат для пуску, зупинки та захисту електродвигунів. Він складається з електромагнітного контактора, теплового реле та допоміжних контактів, які призначенні для управління двигунами напругою 380 В і потужністю до 75 кВт.

Умови вибору та перевірки магнітних пускачів серії ПМЛ змінного струму, з тепловим реле:

; ; .

Результати вибору магнітних пускачів та контакторів наведені в таблиці 3.3.

Таблиця 3.5 — Вибір магнітних пускачів

Споживач, кВ, кВт, АТип пускача, АНасос водяний0,41113ПМЛ-21000425Насос піщаний0,41114ПМЛ-21000425Вакуумний насос0,41520ПМЛ-21000425Газодувка0,42,53ПМЛ-11000410Повітродувка0,457ПМЛ-11000410Компресор 0,42230ПМЛ-31000440Магнітний кран0,43745ПМЛ-41000463Грейферний кран0,42836ПМЛ-31000440вентилятор0,42,22ПМЛ-11000410Скіповий підйомник0,41116ПМЛ-21000425Електровізок0,41,41,9ПМЛ-11000410

.4 Вибір трансформаторів струму для приладів контролю

Трансформатор струму призначений для зменшення первинного струму до значень, що підходять до приладів і реле, і для відокремлення кіл вимірювання, і захисту від первинних кіл високої напруги. Струмові кола приладів і реле мають малий опір, тому трансформатори струму працюють в режимі близькому до короткого замикання. Відповідно при наявності струму в первинній обмотці розмикати вторинну обмотку недопустимо.

Трансформатори струму вибираються за наступними параметрами:

— по напрузі ;

по струму ;

Причому номінальний струм повинен бути максимально близьким до робочого струму установки, оскільки недовантаження первинної обмотки призводить до зростання похибок;

по конструкції і класу точності;

— по динамічній стійкості ,

де іу — ударний струм короткого замикання за розрахунками; — кратність динамічної стійкості; — номінальний струм трансформатора струму;

по термічній стійкості .

Здійснюємо вибір трансформаторів струму в колі 10 кВ трансформатора користуючись таблицею. Порівняння розрахункових і каталожних даних зводимо в таблицю 3.6.

За напругою і максимальним струмом попереднього вибираємо трансформатор струму ТВТ10-1000 і складаємо порівняльну таблицю.

Таблиця 3.6 — Каталожні дані трансформатора струму

Каталожні даніТВТ10-1000/5 кВ. А. кА2·сТаблиця 3.7 — Вторинне навантаження трансформаторів струму

ПриладТипНавантаження, ВАфаза Афаза Вфаза САмперметрЭ-3350,50,50,5ВатметрД-3350,5-0,5ВарметрД-3350,5-0,5Лічильник активної енергіїСТ-ЭА031-1Лічильник реактивної енергіїСТ-ЭР01111Підсумок3,53,03,5

Загальний опір приладів:

де — номінальний вторинний струм трансформатора струму.

Вторинне номінальне навантаження трансформатора струму з класом точності 0,5 складає 1,2 Ом.

Опір проводу:

Приймаючи довжину привода з мідними жилами 100 м, визначається його переріз:

де r = 0,0175 Ом×м — питомий опір матеріалу проводу.

Приймається контрольний кабель МКВРГ з жилами перерізом

4. Визначення допустимих величин систематичного перевантаження трансформаторів

методика розрахунку допустимих величин систематичних перевантажень виложена у ГОСТ 14209-85. У загальному випадку температурний режим трансформатора, а отже, і його допустиме навантаження залежать від постійної часу нагріву трансформатора, від графіка навантаження, від температури охолоджуючого середовища. Постійна часу нагріву в свою чергу зв’язана з типом охолоджування трансформатора.

Стосовно умов задачі на рисунку 4.1 і 4.2 приведені в графічній формі значення допустимих величин систематичних навантажень трансформаторів, відповідних системі охолоджування М і Д і значенням еквівалентної охолоджуючої температури 0 °С і — 10 °С. Цифри біля кривих показують допустиму тривалість максимуму в годинах, а пунктиром нанесені ділянки графіків, що відносяться до значень навантаження, перевищуючим 150 % від номінальної.

рисунок 4.1 и 4.2

Під час використовуванні графіків навантажувальної здатності необхідно попередньо фактичний багатоступінчатий графік навантаження, заданий умовами задачі, перетворити в еквівалентний по тепловому режиму трансформатора двоступеневий графік, що характеризується двома коефіцієнтами: початкового навантаження К1 і максимального навантаження К2.

Коефіцієнтом початкового навантаження називається відношення еквівалентного початкового навантаження Iэ.н до номінальної Ін:

(4.1)

Коефіцієнтом максимального навантаження — це відношення еквівалентного максимального навантаження Iэ.м до номінальної:

(4.2)

Еквівалентне навантаження Iэ.н і Iэ.м визначається:

(4.3)

де Кi — навантаження і i-м інтервалі часу, вираженого в долях номінального навантаження трансформатора Ін; ti — тривалість і-го інтервалу.

При розрахунку величини Iэ.н сума повинна охопити інтервали ti, якому відповідає значення

(4.4)

основні інтервали часу і відповідні ним значення Кi використовуються для визначення Iэ.н. Отримана з виразу (4.3) величина Iэ.м. має бути перевірена по критерію

(4.5)

де — Ім найбільше навантаження по заданому графіку роботи трансформатора.

Відповідно до умов завдання

(4.6)

Тоді вираз (4.5) має такий вигляд

(4.7)

Якщо співвідношення (4.7) не дотримується, то як еквівалентне максимальне навантаження для підстановки у вираз (4.2) набуває значення

(4.8)

В цьому випадку розрахункова тривалість максимуму приймається рівною

(4.9)

де tм — фактична тривалість періоду, для якого справедливе співвідношення (4.4).

Маючи в своєму розпорядженні графіки навантажувальної здатності і використовуючи графік, відповідній системі охолоджування, а також еквівалентній температурі довкілля θохл, можна по відомих значеннях двох характеристичних параметрів (К1, К2, tм) визначити допустиме значення третього параметра. У нашому випадку необхідно по розрахованих величинах К1 і К2 визначити на графіку, відповідному заданій величині θохл, допустиме значення tм і порівняти його величиною tм, рівною

(4.10)

Заданим умовам завдання розрахунок перевищень температур в перевантаженому трансформаторі може бути вироблений за допомогою графіка (рис. 4.3), що є спрощеним (стосовно умов завдання) варіантом графіка. Вказаний графік дозволяє визначити перевищення температури оливи у верхніх шарах над температурою довкілля ϑм, маючи в своєму розпорядженні такі параметри, як К1, К2, tм, τ величиною допустимого перевищення температури оливи у верхніх шарах над температурою довкілля ϑм.ном і відношенням величини втрат короткого замикання Ркз до втрат неробочого ходу Рнх трансформатора d.

Для оливних трансформаторів герметизованих або з розширювачем

Для трансформаторів з охолоджуванням М і Д

Для трансформаторів 110 кВ в першому наближенні можна прийняти

Для полегшення користування графіком (рис. 4.3) на ньому пунктиром показаний порядок визначення величини ϑм, при К1=0,48; К2=1,26 і tм=6 год.

рисунок 4.3

З точки К1=0,48 вертикальної шкали верхнього графіка проводимо горизонтальну лінію до пересічення з лінією d=5,0, потім опускаємо вертикаль до перетину з лінією і знову проводимо горизонтальну лінію до перетину з лівою вертикальною шкалою середнього графіка в точці «а». Аналогічну побудову виконуємо на правому графіку: від шкали К2 (точка К2=1,26) до точки «в» на правій шкалі середнього графіка. Отримані точки «а» і «в» сполучаємо прямою лінією. Потім з точки τ = 3 оки на лівій шкалі середнього графіка проводимо горизонтальну лінію до перетину з лінією тривалості перевантаження tм = 6 років; з точки їх перетину опускаємо вертикаль на лінію «ав» і з нової точки перетину проводимо горизонтальну лінію до лівої шкали середнього графіка, по якій і визначаємо потрібне значення

Максимальну температуру оливи у верхніх слоях θм можна визначити по формулі

(4.11)

Температуру найбільш нагрітої точки в даному режимі знайдемо по формулі

(4.12)

де ϑннт.м — перевищення температури нагрітої точки над температурою верхніх шарів оливи (визначається за допомогою допоміжного графіка, побудованого на основі [21] для окремого випадку, коли номінальне значення перевищення температури найбільш нагрітої точки над температурою верхніх шарів масла складає 20).

Слід зазначити, що вказана в [22] величина допустимих систематичних перевантажень засновані на нині скасованому ГОСТ 14209-69.

Проведемо розрахунок допустимої величини і тривалості систематичного перевантаження трансформатора.

Дано: Трансформатор з системою охолоджування Д встановлений в місцевості з еквівалентною температурою довкілля (для зими) θохл, °С.

Навантаження трансформатора зимою протягом проміжку часу t1 год, складає 140 %, потім на протязі t2 роки тримається на рівні 110 %, на протязі t3 роки — на рівні 60 % і час, що залишися — на рівні 40 % номінальною.

Необхідно визначити: допустиму по графіках тривалість навантажувальної здатності (ГОСТ 14209-85) еквівалентного максимального навантаження і порівняти її із заданою тривалістю максимуму, а також максимальну температуру верхніх шарів оливи і найбільш нагрітої точки обмотки. При цьому номінальне значення перевищення температури найбільш нагрітої точки над температурою верхніх шарів оливи складає 20°С.

Використовуючи вираз (4.3), необхідно визначити значення еквівалентних навантажень двоступінчатого графіка

Перевірка по (4.7) показує, що отримана величина Iэ.м не вимагає перерахунку по формулі (4.8).

Визначаємо відповідно до (4.1) і (4.2) значення коефіцієнтів еквівалентних навантажень

Фактична тривалість максимуму по (4.10) становить

Допустима величина tм, відповідна отримана із значень К1 і К2, складає близько 20 років (див. рис. 4.2, пунктир), тобто в три рази перевищує фактичну тривалість максимуму. Отже, заданий умовами роботи — режим допустимий.

По графіку (рис. 4.3) визначаємо величину перевищення температури верхніх шарів оливи над температурою довкілля, виходячи з таких даних:

Отримуємо:

Тоді відповідно до (4.10) температура верхніх шарів оливи рівна

Перевищення температури найбільш нагрітої точки над температурою верхніх шарів оливи ϑннм.т визначається на основі наявних значень К1, К2 по графіку (рис. 4.3)

По формулі (4.12) визначаємо температуру найбільш нагрітої точки

Отримані значень θм і θннт менше гранично допустимих для режиму систематичних перевантажень величин θм.м і θннт.м, які рівні

5. Електробезпека

.1 Забезпечення безпеки експлуатації електродвигунів

Електричні машини є основними споживачами електричної енергії на промислових підприємствах. Правильна технічна експлуатація електроприводу забезпечує не тільки надійну і безаварійну роботу виробничого обладнання, але й безпеку обслуговуючого їх електротехнічного і технологічного персоналу.

Правила технічної експлуатації і Правила безпечної експлуатації дозволяють керувати нескладними електроприводами працівниками, пройшли відповідний інструктаж з присвоєння їм I групи по ТБ. Електротехнічний персонал, що обслуговує елктроприводи в електроустановках напругою до 1000 В повинен мати кваліфікаційну групу не нижче III, а в електроустановках вище 1000 В — не нижче IV групи.

Відповідно ПТЕ вимикачі, контактари, рубильники та інші пускорегулюючі апарати повинні мати чіткі написи, щоб було ясно до якого двигуна вони відносяться. Виводи від обмоток електродвигунів і їх обертові частини повинні бути закриті огорожами. Якщо з місця, де встановлений апарат управління електродвигуном, самого виробничого механізму не видно, то для безпеки технологічного персоналу слід вжити таких заходів безпеки:

-кнопка пуску встановлюється безпосередньо біля привідного механізму;

-обладнується сигналізація, що сповіщає про запуск виробничого механізму;

безпосередньо біля електроприводу встановлюється апарат для швидкого аварійного відключення електроприводу.

Опір заземлення нормується в ПУЕ в залежності від напруги електроустановки. В електроустановках напругою до 1000 В опір заземлення повинен бути не вищим 4 Ом, якщо ж сумарна потужність не перевищує 100 кВА.

Визначаємо питомий опір грунту, який рекомендується для розрахунку:

Ом ∙см = 0,4 Ом ∙м.

Розраховуємо підвищуючи коефіцієнти для стержнів Кп.т і Кп.п, враховуючи зміну опору ґрунту в різні пори року в залежності від опадів:

Кп.т = 1,6; Кп.п = 4.

Розраховуємо питомий опір ґрунту для стержнів з урахуванням несприятливих умов, враховуючи підвищуючи коефіцієнт:

Ом∙м;

ОМ∙м.

Визначаємо відстань від поверхні землі до середини стержні:

, (5.1)

Де hв — глибина закладання стержня, hв = 0,5;m — довжина стержня, lm = 3 м.

м.

Визначаємо опір розтікання струму одиничного стержневого заземлювача, вертикально встановленого в землі:

, (5.2)

деl — довжина стержня, м;- діаметр стержня, d = 0.05 м.

Ом.

Визначаємо потрібне число стержнів без врахування коефіцієнту екранування:

, (5.3)

Визначаємо відстань між стержнями із співвідношення:

, (5.4)

для заглибленого стаціонарного заземлювача, С = 1. Тоді:

м.

Визначаємо коефіцієнт екранування стержнів ηе.с при кількості стержнів і відношенні:

; .

рисунок 5.1 — Схема заземлюючого пристрою

Визначаємо необхідну кількість стержнів з урахуванням коефіцієнта екранування:

, (5.5)

.

Визначаємо розрахунковий опір розтікання струму при кількості стержнів :

, (5.6)

Ом.

Визначаємо довжину зєднувальної полоси:

, (5.7)

м.

Визначаємо опір розтіканню струму в зєднувальній полосі:

, (5.8)

де Вп — ширина полоси, Вп = 0,053.

Ом.

Визначаємо коефіцієнт екранування для зєднувальної полоси і відношення

; ; .

Визначаємо розрахунковий опір розтікання струму в зєднувальній полосі (з урахуванням коефіцієнта екранування):

Ом.

Тоді загальний опір розтікання струму в стержнях і зєднувальній полосі:

, (5.9)

Ом,ЗАГ.Р = 3,36 < 4 Ом.

Це задовольняє умови, а тому розрахунок виконано вірно.

Згідно ПУЭ необхідний поперечний переріз магістральної шини 100 мм2, а необхідний поперечний переріз провідників для зєднання заземлюючого обладнання з магістральною шиною складає 1,5 мм2.

Висновки

Дипломна робота є завершальним етапом теоретичної і практичної підготовки в навчальному процесі бакалавра з напряму підготовки Електротехніка та електротехнології. Відіграє важливу роль в розвитку навиків самостійної і творчої роботи, сприяє закріпленню, поглибленню і узагальненню знань отриманих впродовж навчання.

тематика дипломної роботи — це розробка системи електропостачання та електрообладнання цеху. В результаті було розраховано електричні навантаження цеху, компенсація реактивної потужності навантаження, здійснено вибір схеми внутрішнього електропостачання цеху, розраховано струмів короткого замикання у низьковольтній розподільчій мережі та проведено вибір електрообладнання. Спеціальна частина дипломної роботи присвячена визначенню допустимих величин систематичного перевантаження трансформаторів.

електропостачання цех трансформатор замикання

Перелік посилань на джерела

1. ДСТУ 3008-95. Документація. Звіти у сфері науки і техніки. структура і правила оформлення.

. ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.

. ГОСТ 2.106-96 ЕСКД. Текстовые документы.

. ДСТУ ГОСТ 7.1: 2006 «Бібліографічний запис. Бібліографічний опис. Загальні вимоги та правила складання».

. ДСТУ 3582-97. Інформація та документація. Скорочення слів в українській мові у бібліографічному описі. Загальні вимоги та правила.

. ГОСТ 2.109-73 ЕСКД. основные требования к чертежам.

. ГОСТ 2.304-81 ЕСКД. шрифты чертежные.

. ГОСТ 2.701-84 ЕСКД. Схемы. Виды и типы. Общие требования к выполнению.

. ГОСТ 2.750-68. Умовні графічні позначення.

. ГОСТ 2.755-74. Умовні графічні позначення.

. ГОСТ 2.702-75 ЕСКД. Правила выполнения электрических схем.

. Р 50-77-88 Рекомендации ЕСКД. Правила выполнения диаграмм.

. СТП 02070855-03-99. стандарт підприємства. Курсовий і дипломний проекти. Вимоги до змісту та оформлення. — ІФДТУНГ : 1999. — 72 с.

. Методичні вказівки з бібліографічного опису усіх видів документів. — ІФНТУНГ : 2008. — 8 с.

. Справочник по проектированию электроснабжения/ Под ред. Ю.Г. Барыбина и др. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 576 с.

. Михайлів М.І., Соломчак О.В., Гоголюк П.Ф. Розрахунок електричних навантажень. Навчальній посібник. — Івано-Франківськ : Факел, 2003. — 150 с.

. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. — М.: Энергоатомиздат, 1987.

. Василега П.О. Електропостачання: Навчальний посібник. — Суми : ВТД

«Університетська книга», 2008. — 415 с.

. Рудницький В.Г. Внутрішньозаводське електропостачання. Курсове проектування: Навчальний посібник. — Суми : ВТД «Університетська книга», 2006. — 153 с.

. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. — М.: Высшая школа, 1979. 168 с.

. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. — М.: Энергия, 1977. — 183 с.

. инструкция по эксплуатации трансформаторов /Минэнерго СССР. — М. Энергия, 1978. — 197 с.

Додаток А

рисунок А.1 — План розміщення електроприймачів цеху

Учебная работа. Розрахунок електропостачання та електрообладнання цеху