Електротехнічний розрахунок низьковольтної мережі на збагачувальній фабриці

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

Трансформатор, розрахункове навантаження, компенсація реактивної потужності, термічна стійкість, автоматичний введення резерву, оперативний струм, перевантажувальна здатність

В даному дипломному проекті виконаний електротехнічний розрахунок низьковольтної мережі на збагачувальній фабриці у відділенні флотації та фільтрування для повного техніко-економічного аналізу енергоспоживання. Проведена реконструкція електричної частини розподільного пристрою головного корпусу, проведений техніко-економічний розрахунок. Визначені робочі струми і струми короткого замикання, згідно з якими здійснено вибір силових трансформаторів і основного електротехнічного обладнання. Розглянуто також пристрої релейного захисту та автоматики, які використовуються на розподільних пристроях підстанцій. У рамках реконструкції розподільної мережі 6 кВ зроблений розрахунок

КЛ-6. Також розглянуті заходи, що забезпечують безпеку і економічність проекту.

Вступ

Формування електричних систем здійснюється за допомогою електричних мереж, які виконують функції передачі енергії та електропостачання споживачів. З урахуванням цього і ведеться їх проектування. Межа між ЕС і споживачем - умовна і проводиться на договірній основі в спеціальних пунктах розділу електричних мереж, тому у господарському плані до складу ЕС можуть входити електричні мережі найнижчих номінальних напруг (0,4кВ), тоді як поняття споживач електроенергії може включати в себе мережі дуже високих напруг (220 і 500 кВ). Таким чином, організаційно споживачі електроенергії не входять до складу ЕС, але у зв'язку з найважливішою особливістю електроенергетичного виробництва - нерозривністю технологічного процесу виробництва і споживання електроенергії - і пов'язаним з цим сильним впливом електроприймачів на режими роботи енергосистеми в цілому і на якість електроенергії, що відпускається, повинні розглядатися спільно з іншими елементами ЕС. Взаємовідносини споживача з ЕС включають питання різного характеру: юридично-правові, техніко-економічні, оперативно-диспетчерські і т.д. Самі споживачі можуть характеризуватися структурою їх відомчої приналежності, розмірами споживання, складом приймачів електроенергії та їх технічними даними, режимами споживання і можливістю їх регулювання, вимог до надійності електропостачання та ін. На сьогоднішній день однією з головних задач енергетики є правильне і надійне електропостачання всіх споживачів якісною енергії. Надійність подачі електроенергії - один з найважливіших показників електропостачання.

Всяке планове відключення електроенергії (для ревізії і ремонту) і особливо несподіване, аварійне - приносить величезний збиток споживачеві і самої енергосистемі.

Тому необхідно застосовувати ефективне та економічно доцільні заходи щодо забезпечення надійності подачі електроенергії. Головним споживачем електроенергії є промисловість. В останні роки в країні чітко проглядається тенденція до стабілізації економіки, що неухильно веде до зростання енергоспоживання промисловими підприємствами. Однак економічна криза вплинула практично на всі галузі економіки країни, в тому числі і на електротехнічну промисловість і на умови експлуатації обладнання електричних мереж. У відповідності з цим в останні роки загострилася необхідність відновлення зношеного обладнання, заміна морально застарілого більш сучасним і надійним. Таким чином, проблеми реконструкції та технічного переозброєння електричних мереж набувають з кожним роком все більшу актуальність і не повинні відходити на другий план. Цей проект передбачає розгляд одного з варіантів розширення електропостачання. Основним завданням проектування є підвищення надійності електропостачання споживачів шляхом заміни застарілого обладнання і зміни схем електроустановок підстанції, а також забезпечення можливості підключення нових споживачів.

Загальна характеристика процесу збагачення

Корисними копалинами називають природні мінеральні речовини, використовувані в народному господарстві в природному або переробленому вигляді. Більшість хімічних елементів знаходиться в земній корі у формі різних природних хімічних сполук. Природна мінеральна сировина, що містить будь-який метал або кілька металів в концентраціях і видах, придатних для промислового добування, називають рудою. Зазвичай залізні руди містять 20-30 % заліза, решта 70-80 % представлено порожньою породою в якій або зовсім не міститься цінний мінерал, або міститься, але незначна кількість. Корисні копалини здебільшого не придатні для безпосереднього використання в промисловості і зазвичай їх піддають попередній обробці - збагачення. Збагаченням корисних копалин називають сукупність процесів первинної обробки мінеральної сировини, що мають метою відділення всіх корисних мінералів від порожньої породи. Збагачення корисних копалин здійснюється на збагачувальних фабриках. В результаті збагачення корисних копалин в якості кінцевого готового продукту отримують концентрат, в якому зосереджена основна маса корисних складових, і одночасно відходи - хвости, які переходить велика частина породи. У процесі збагачення подрібнені мінерали змішуються з водою. Концентрат у вигляді гідросуміші по трубопроводах подається з збагачувальної фабрики на ЦПО (цех виробництва окатишів). Хвости відводяться у хвостосховищі, де відбувається осадження зважених часток, а освітлена вода знову надходить у виробничий цикл. Для переробки однієї тонни руди потрібно близько сорока тонн води. Подачу води та відкачку хвостів виконують насосні станції цеху «Шламове господарство» (ЦШХ).

Характеристика району розташування ЗФ “Полтавський ГЗК”

Характеристика район розташування збагачувальної фабрики “Полтавський ГЗК” залежить від таких факторів: рельєфу даного району та особливостей його розташування, кліматичних факторів, літологічної та гідрологічної характеристик району розташування збагачувальної фабрики підприємства.

- Район розташування і рельєф проммайданчика.

ВАТ “Полтавський гірничо-збагачувальний комбінат” розташований в м. Комсомольськ Кременчуцького району Полтавської області. Він віддалений від лівого берега річки Дніпро у верхів'ї Дніпродзержинського водосховища на один кілометр. У північно-західному напрямку від комбінату на відстані тридцяти кілометрів розташоване м. Кременчук. Під вплив виробничої діяльності підприємства підпадають ряд невеликих населених пунктів, що розташовані неподалік. Зона промислового підприємства знаходиться у східному напрямку від селітебної зони міста.

- Рельєф проммайданчика ВАТ “Полтавський ГЗК” здебільшого рівнинний, з незначними підвищеннями та спадами. В північній частині промвузла знаходиться елемент антропогенного рельєфу - кар'єр глибиною 280 м, довжини його 5500 м та ширина 1800 м та відвали пустої породи - західні та східні - висота яких сягає 150м над рівнем земної поверхні. Вся територія промислового майданчика забудована будівлями цехів та підрозділів комбінату, що також є елементом рельєфу. Коефіцієнт рельєфу місцевості для даного району прийнятий як для рівнинної місцевості - 1,0.

- Кліматичні фактори.

ВАТ “Полтавський ГЗК” розташований в зоні помірних широт, тому для його кліматичних умов характерні риси кліматичних умов помірного клімату, з помірно холодною зимою та вологим теплим літом. Середня температура найхолоднішого місяцю складає -11 ^оС, середня температура найтеплішого місяцю літа складає +26,5 ^оС. Середньорічна доза вітрів в % складає: північний напрямок - 15; північно-східний - 15; східний - 11; південно-східний - 7; південний - 6; південно-західний - 9; західний - 17 та північно-західний - 20. За середніми багатолітніми даними швидкість вітру повторення перевищення якої складає 5% - 10-13 м/с. Кількість опадів на рік 450-500 мм, більша частина яких випадає взимку та восени (приблизно 16 днів на місяць з опадами).

- Літологічна характеристика проммайданчика.

ВАТ “Полтавський ГЗК” та м. Комсомольськ розташовані на кордоні Українського кристалічного щита з Дніпрово-Донецькою западиною на території Горишнє-Плавнинського та Лавриковського родовищ залізистих кварцитів. В геологічній будові цих родовищ заложені породи архейської, протерозойської та кайнозойської систем. Ці родовища знаходяться в Південній частині Кременчуцької магнітної аномалії та покриті на поверхні наносами товщиною відповідно 22,3 м та 40 м. Довжина залежів у межах обох родовищ - 7,5 км, горизонтальна протяжність Горишнє-Планиньського ділянці - 160 м та Лавриковського - 78 м.

Архейський період представлений амфіболітами, кварцево-біотитовими сланцями та гнейсами. С протерозоєм пов'язано наявність гранітів, гнейсів, мігматитів, залізистих кварцитів. Ці геологічні породи відносяться до докембрійської ери та у верхньому своєму кордоні залягають в районі м. Комсомольська на глибині 15-20 метрів від поверхні. З віддаленням на північний-схід докембрійська товща опускається у глиб Землі, утворюючи Дніпрово-Донецьку западину, де перекривається шарами осадових порід фанерозоя. Їх товщина сягає 20 км.

- Гідрологічна характеристика району.

ВАТ “Полтавський ГЗК” та м. Комсомольськ розташовані на лівому березі р. Дніпро на відстані одного кілометра від верхів'я Дніпродзержинського водосховища. Водовмісними породами в даному районі являються суглинки, товщиною шару 3-5 м та піски, товщина шару яких - 25м. Глибина залягання рівнів змінюється від 1 до 35 м.

Водоносний горизонт бучакських відкладень відсутній тільки у південній частині району. Водовмісними являються різнозернисті піски та піщаники. Води напірні, висота напору досягає 35-50 м, збільшується на північ. Абсолютна відмітка складає 65-66 м.

Водоносний горизонт тріщинуватої зони кристалічних порід повсюдний. Товщина активної тріщинуватої зони в середньому не перевищує 70 м, а в зонах регіональних розломів - на значну глибину. Горизонт містить напірні води.

Гідрологічні умови Лавриківського родовища характеризуються збільшенням товщі осадових порід, появою водоносних пісків бучакської світи , а також наявністю великої кількості дрібних боліт, які пересихають в літній період, але які заповнюються восени дощовими водами.

Характеристика планування реконструкції електропостачання

Запланована реконструкція системи електропостачання (СЕП) зачіпає відділення флотації та фільтрування. Де основну масу низьковольтного обладнання складають асинхронні електродвигуни великого спектру потужностей і кілька високовольтних асинхронних двигунів на 6 кВ потужністю по 500 кВт кожний.

Зважаючи безперервності технологічного процесу як у відділенні флотації так і на підприємства у цілому і тризмінному режимі роботи електроприймачі (ЕП) беруть участь у процесі виробництва що до забезпечення електричною енергією можна віднести до II категорії надійності, перерву електропостачання яких призведе до недовідпуску продукції і простою робітників, механізмів і промислового транспорту.

1. Розрахунок електричних навантажень

1.1 Загальні відомості

Першим кроком проектування системи електропостачання є визначення електричних навантажень. За значенням електричних навантажень вибирають і перевіряють електрообладнання системи електропостачання, визначають втрати потужності і електроенергії. Від правильної оцінки очікуваних навантажень залежать капітальні витрати на систему електропостачання, експлуатаційні витрати, надійність роботи електрообладнання. В даний час використовується уточнений метод розрахунку електричних навантажень з використанням розрахункового коефіцієнта / 1/. Визначення електричних навантажень в системі електропостачання (СЕП) промислового підприємства виконують для характерних місць приєднання приймачів електроенергії. При цьому окремо розглядають мережі напругою до 1 кВ та вище /3 с. 41/. Номінальна (встановлена) активна потужність приймача електроенергії - це потужність, зазначена на табличці або паспорті приймача електроенергії, при якій приймач електроенергії повинен працювати. Номінальну потужність (активну Рном і реактивну Qном) групи електроприймачів (ЕП) визначають як алгебраїчну суму номінальних потужностей окремих приймачів, приведених до тривалості включення

ПВ = 1. Групова номінальна (встановлена) активна потужність:

, (1)

де n - число електроприймачів.

Групова номінальна реактивна потужність:

 (2)

Середня активна и реактивна потужність характерної групи ЕП:

,

. (3)

Сумарні значення середньої активної и реактивної потужності групи ЕП:

,

. (4)

де m - число характерних категорій ЕП.

Визначається середньозважений коефіцієнт використання групи ЕП:

. (5)

Визначається ефективне число ЕП:

, (6)

якщо виявиться, що ефективне число ЕП більше фактичного числа ЕП, то приймаємо .

В залежності від середньозваженого коефіцієнта використання і ефективного числа ЕП за кривими, представленим в /1/ визначається коефіцієнт розрахункової навантаження .

Розрахункова активна потужність груп ЕП напругою до 1 кВ:

, (7)

Розрахункова реактивна потужність:

При и . (8)

При > и . (9)

До розрахунковим силовим навантаженням Рр.с і Qp.c додаються освітлювальні навантаження Рр.о і Qp.o.

(10)

(11)

Повна розрахункова потужність

(12)

Визначення розрахункових навантажень на ділянці флотаційних машин мережі 0,4 кВ Розділимо всі ЕП на характерні групи з однаковою активною потужністю р_ном, коефіцієнтом використання ки і tg . Подальші розрахунки покажемо на прикладі характерною групи насосів типу WDF200L c номінальною потужністю 30 кВт, коефіцієнтом використання 0,7, tg рівним 0,88 і кількістю 10 шт.

Номінальна активна потужність характерною групи насосів WDF200L:

P_ном = 30 10 = 300 кВт.

Номінальна реактивна потужність характерною групи насосів WDF200L:

Qном = 300 0,88 = 264 квар.

Середня активна потужність характерної групи насосів WDF200L:

PC = 300 0.7 = 210 кВт.

Середня реактивна потужність характерної групи насосів WDF200L:

QC = 210 0.88 = 184 квар.

Подібні розрахунки проведемо для кожної характерної групи ЕП, а результати зведемо в таблицю 1. За знайденим сумарним значенням середньої активної та реактивної потужності в таблиці 1 розрахуємо середньозважений коефіцієнт використання та ефективне число ЕП.

Сумарна встановлена активна потужність групи ЕП:

Рном = 2605 кВт.

Номінальна потужність найбільш потужного ЕП:

Рном.max = 75 кВт.

Сумарна середня активна потужність групи ЕП:

Рср04 = 2003 кВт.

Сумарна середня реактивна потужність групи ЭП:

Qср04 = 1387 кВт.

Середньозважений коефіцієнт використання групи ЭП:

.

Ефективне число ЕП на 0,4 кВ:

.

Коефіцієнт розрахункового навантаження для 0,4 кВ знаходимо за кривими /1/.

Кр04 = 1

Розрахункова активна потужність групи ЭП на 0,4 кВ

Розрахункова реактивна потужність групи ЭП на 0,4 кВ

Qр04 = Qср04 = 1387 квар

Номінальна потужність світильників:

Рном.о = 160 кВт

Коефіцієнт попиту освітлення:

Кс.о = 0,95

Реактивна потужність використаних установок освітлення tgо = 0,3.

Розрахункове освітлювальне навантаження:

Розрахункове навантаження в мережі 0,4 кВ с:

Рр = Рр04 + Рр.о = 2003 + 152 = 2155 кВт

Qр = Qр04 + Qр.о = 1387 + 45,6 = 1432,6 квар

Подібні розрахунки проводимо за всіма ділянками відділення флотації и фільтрації та заносимо в таблицю 2.

Таблиця 2 - Електричні навантаження відділення флотації

1.2 Розрахункове навантаження на шинах 6 кВ РП-1

Розрахункова потужність на шинах 6-10 кВ розподільчих і головних підстанцій визначається з урахуванням коефіцієнта одночасності, значення якого приймається за /1, табл. 4/ в залежності від середньозваженого коефіцієнта використання і числа приєднання до збірних шин розподільчого пристрою.

Pp = Pc Ko, (13)

Qp = Qc Ko, (14)

. (15)

Розрахунок електричної потужності для відділення флотації і фільтрації представлено в додатку 3.

1.3 Вибір числа і потужності цехових трансформаторів з урахуванням компенсації реактивної потужності

Кількість цехових ТП безпосередньо впливає на витрати на розподільні пристрої напругою 6-20 кВ і внутрішньозаводські і цехові електричні мережі. Так при зменшенні числа ТП (тобто при збільшенні їх одиничної номінальної потужності) зменшується число осередків РП, сумарна довжина ліній і втрати електроенергії і напруги в мережах 6-20 кВ, але зростає вартість мереж напругою 0,4 кВ і втрати в них. Збільшення числа ТП, навпаки, знижує витрати на цехові мережі, але збільшує число осередків РП 6-20 і витрати на мережу 6-20 кВ. При деякій кількості трансформаторів з номінальною потужністю Sном.т можна домогтися мінімуму приведених витрат при забезпеченні заданої ступеня надійності електропостачання. Такий варіант буде оптимальним, і його слід розглядати як остаточний /3, с.101/.

Вибір оптимального числа цехових трансформаторів. Мінімальне число цехових трансформаторів Nmin однакової потужності Sном.т, призначених для живлення технологічно пов'язаних навантажень, визначається за формулою

, (16)

де Рр - розрахункова активна потужність технологічно пов'язаних навантажень; Кз - рекомендований коефіцієнт завантаження трансформатора; N - добавка до найближчого цілого числа.

Економічно оптимальне число трансформаторів Nопт визначається питомими витратами З* на передачу реактивної потужності і відрізняються від Nmin на величину m

Nопт = Nmin + m , (17)

де m - додатково встановлені трансформатори;

З* = Кз * З*тп , (18)

При відсутності достовірних вартісних показників для практичних розрахунків допускається вважати З*тп = 0,5 і тоді Nопт визначати приймаючи значення m в залежності від Nmin Отже m = 0, відповідно Nопт = 8 + 0 = 8 Найбільшу реактивну потужність, яку доцільно передавати через трансформатори в мережу напругою 0,4 кВ, визначають за формулою

, (19)

де Рр - розрахункова активне навантаження;

.

Сумарна потужність конденсаторних батарей на напругу 0,4 кВ складе

, (20)

Qp - розрахункове реактивне навантаження.

Якщо в розрахунках виявиться, що Qнк1 < 0, то установка батарей конденсаторів при виборі оптимального числа трансформаторів не потрібно.

Вибір потужності конденсаторних батарей для зниження втрат потужності в трансформаторах Додаткова потужність Qнк2 НБК для групи трансформаторів визначається за формулою:

Qнк2 = Qр - Qнк1 - Nтр Sном.т. (21)

де - розрахунковий коефіцієнт, що залежить від розрахункових параметрів Кр1 і Кр2 і який при відсутності достовірних даних можна прийняти рівним 0,4 /3 с. 107/.

Встановлення НБК2 не потрібно, тому Qнк2 < 0. Встановлюємо 8 НБК типу УКМ58-0,4-200-33У3. При потужності НБК Qнбк = 200 квар на нижчій стороні одного трансформатора загальна скомпенсуюча потужність ділянки

Не скомпенсуюча реактивна потужність

1.4 Схема внутрішнього електропостачання збагачувальної фабрики

Опис схеми внутрішнього електропостачання

Рис. 1. Структурна схема внутрішнього електропостачання.

Внутрішньозаводське електропостачання збагачувальної фабрики здійснюється за допомогою електричної мережі напругою 6 кВ виконаної по радіальній схемі Рис. 1, кабельними лініями прокладеними в повітрі в кабельних коробах.

Компенсація реактивної потужності. Компенсація реактивної потужності (КРП) є невід'ємною частиною завдання електропостачання промислового підприємства. Компенсація реактивної потужності одночасно з поліпшенням якості електроенергії в мережах промислових підприємств є одним з основних способів скорочення втрат електроенергії.

Встановлення окремих високовольтних батарей конденсаторів (ВБК) рекомендується передбачати на тих РП, де реактивна навантаження відстаюча і є технічна можливість такого приєднання.

Сумарна реактивна потужність ВБК розподіляється між окремими РП пропорційно їх некомпенсованої реактивної навантаження на шинах 10(6) кВ та округлюється до найближчої стандартної потужності комплектних конденсаторних установок (ККУ).

До кожної секції РП рекомендується підключати ККУ однакової потужності, але не менше 1000 квар. При меншій потужності батареї її доцільно встановлювати підстанції.

Для підвищення коефіцієнта потужності електроустановок застосовуються конденсаторні установки (КУ), які призначені для автоматичної компенсації реактивної потужності навантажень споживачів у мережах загального призначення.

КУ являють собою осередки, в яких розміщені апаратура управління, вимірювання і сигналізації і конденсатори, з'єднані за схемою трикутника.

Автоматичне вимкнення конденсаторів при перевантаженні по струму за рахунок підвищення напруги і зовнішніх гармонік в установках забезпечує електротокове реле. Захист від струмів короткого замикання здійснюється плавкими запобіжниками. Для включення і відключення ступенів в установках застосовані магнітні пускачі. Установки оснащені регулятором і можуть працювати в режимі автоматичного і ручного управління. Є індикатори, що вказують стан установки в процесі її експлуатації. Зробимо розрахунок оптимальної потужності компенсуючи пристроїв на РУ-1.

Необхідна потужність компенсуючи пристроїв на РУ -1 визначається виходячи з балансу між генерується і споживаної реактивними потужностями:

(22)

де Qку - потужність компенсуючих пристроїв, квар; Qг.с - потужність, що видається системою, квар; Qн - потужність навантаження, квар.

Реактивна потужність навантаження на РУ - 1 визначається як сума нескомпенсированной реактивної потужності з боку 0,4 кВ і споживаної реактивної потужності асинхронними двигунами.

Нескомпенсированная реактивна потужність з боку 0,4 кВ, визначена раніше, дорівнює Qнеск.04 - 3200 квар.

Реактивна потужність АД визначається за формулою:

, (23)

де Qад - споживана реактивна потужність всіх АД, квар; Радий - активна потужність одного АД, кВт; tgад - коефіцієнт потужності АД, рівний для цієї моделі tgад = 0,484; Nад - кількість ПЕКЛО.

.

Реактивна потужність споживання на РУ - 1:

(24)

Необхідна потужність КУ на РУ - 1:

, (25)

де Рру1 - активна потужність навантаження на РУ - 1 (визначена в розділі 1). Потужність КУ на одну секцію:

, (26)

де Nс - кількість секцій на РУ - 1. Приймається для установки на одну секцію комплектне компенсує пристрій УКЛ56-6,3-450У3. Повна потужність КУ на РУ - 1:

.

Повна некомпенсована реактивна потужність на РУ - 1:

, (27)

.

Вибір кабельних ліній по нагріванню тривало допустимим струмом. Для забезпечення нормальних умов роботи лінії треба вибирати такий переріз провідника для якого допустимий струм більше або дорівнює найбільшому струму в лінії.

Перерізу жил кабелів по нагрівання тривалим розрахунковим струмом. при цьому має дотримуватися співвідношення

Ip ? K П1 N2 Ід, (28)

де k п1 - поправочний температурний коефіцієнт; N2 - поправочний коефіцієнт, що залежить від кількості паралельно прокладаються кабелів і від відстані між ними. Ід - допустимий струм для провідника прийнятої марки і умов його прокладки.

Значення припустимих тривалих струмових навантажень складені для нормальних умов прокладки провідників: температура повітря +25 С, землі +15 С і за умови, що в траншеї покладений тільки один кабель. Якщо монтаж кабелів виконаний на лотках щільною групою, то поправочний коефіцієнт Кп2 можна знайти за формулою /9, с.18/:

, (29)

де n - загальне число кабелів в групі; m - число шарів у групі; А - для неброньованих кабелів А = 1, а для броньованих відповідно при одношарової, двошарової і тришарової прокладці А = 1,08; 1,15; 1,2.

Коефіцієнт k п1 можна знайти за формулою:

, (30)

де Тм - максимально допустима температура жили; Т01 - розрахункова температура навколишнього середовища; Т02 - змінена температура навколишнього середовища, для якої необхідно перерахувати струм навантаження.

Ідоп ? Інб, (31)

При перевірці на нагрів приймається півгодинний максимум струму найбільший з середніх півгодинних струмів, тобто Інб - це найбільший з середніх за півгодини струмів даної лінії. Для ВЛ перевіряються нормальні, після аварійні і ремонтні режими.

Для кабельних ліній 10 кВ можна перевищити Ідоп при перевантаженнях або аваріях, якщо найбільший струм попереднього навантаження лінії в нормальному режимі був не більше 80% допустимого /6, табл. 1.3.1/, тобто за умови

0,8Ідоп ? Інб, (32)

В після аварійних режимах кабельних ліній перевантаження допускається до 5 доби і визначається умовою

КавІдоп ? Іав.нб, (33)

де Іав.нб - найбільший з середніх півгодинних струмів у після аварійному режимі; Кав - коефіцієнт перевантаження в після аварійному режимі, що показує на скільки можна перевищувати Ідоп.

В залежності від умов прокладки кабелю, попереднього навантаження в нормальному режимі і тривалості найбільшого навантаження Кав визначається за /6, табл. 1.3.1/.

Вибір здійснимо на прикладі КЛ з'єднує РУ-1 та КТП-1 трьома фідерами. Кабель типу АВВГ (3х240) має перетин 240 мм2, прокладений в повітрі при температурі 10°С, тривало допустимий струм згідно з /7, табл. 7.10/ Ідоп.табл = 470 А, а допустима температура ?доп = 65°С. Розрахунки представлені в додатку 5. Результати перевірка інших кабельних ліній зведено в таблицю 3

2. Розрахунок струмів короткого замикання та вибір високовольтного обладнання

Розрахунок струмів короткого замикання в мережі 6 кВ Коротким замиканням називають всяке випадкове або навмисне, не передбачене нормальним режимом роботи, електричне з'єднання різних точок електроустановки між собою або землею, при якому струми в апаратах та провідниках, що примикають до місця з'єднання, різко зростають, перевищуючи, як правило, розрахункові значення нормального режиму.

При розрахунку струмів коротких замикань в електроустановках змінного струму напругою понад 1 кВ допускається:

1. Не враховувати зсув по фазі ЕРС різних синхронних машин і зміна їх частоти обертання, якщо тривалість КЗ не перевищує 0,5 с;

2. Не враховувати міжсистемні зв'язки, виконані з допомогою електропередачі (вставки) постійного струму;

3. Не враховувати поперечну ємність повітряних ліній електропередачі напругою 110 - 220 кВ, якщо їх довжина не перевищує 200 км, і напругою 330 - 500 кВ, якщо їх довжина не перевищує 150 км;

4. Не враховувати насичення магнітних систем електричних машин;

5. Не враховувати струм намагнічування трансформаторів і автотрансформаторів;

6. Не враховувати вплив активних опорів різних елементів вихідної розрахункової схеми на амплітуду періодичної складової струму КЗ, якщо активна складова результуючого еквівалентного опору розрахункової схеми щодо точки КЗ не перевищує 30% від індуктивної складової результуючого еквівалентного опору;

7. Наближено враховувати загасання періодичної складової струму КЗ, якщо вихідна розрахункова схема містить кілька незалежних контурів;

8. Наближено враховувати електроприймачі, зосереджені в окремих вузлах вихідної розрахункової схеми;

9. Приймати чисельно рівними активний опір і опір постійному струму будь-якого елемента вихідної розрахункової схеми.

При розрахунку початкового діючого значення періодичної складової струму трифазного КЗ в електроустановках напругою понад 1 кВ в вихідну розрахункову схему повинні бути введені всі синхронні генератори і компенсатори, а також синхронні і асинхронні електродвигуни потужністю 100 кВт і більше, якщо між електродвигунами і точкою КЗ відсутні струмообмежуючі реактори або силові трансформатори. При розрахунку початкового діючого значення періодичної складової струму КЗ аналітичним методом за прийнятою вихідною розрахунковою схемою попередньо складається еквівалентна схема заміщення, у якій асинхронні машини представляються приведеними до базисної ступені напруги сверхперехідними опорами і сверхперехідними ЕРС. Параметри схеми заміщення визначаються в іменованих одиницях щодо шин 6 кВ. Опір системи при заданому струмі відключення вимикача на початку ПЛ 110 кВ Іотк.ном = 3,25 кА:

(34)

Індуктивний опір ВЛ 110 кВ наведене до шин 6 кВ.

, (35)

Опору обмоток триобмоткового трансформатора розраховуються за формулами:

Активне

, (36)

де ?Рк - втрати в трансформаторі, МВт; Sном.т - потужність трансформатора, МВА. Індуктивне:

, (37)

де ик.в - напруга короткого замикання обмотки ВН, %. Понадперехідне індуктивний опір асинхронного електродвигуна визначається за формулою /2, с.120, табл. 2.41/:

, (38)

де Sад.ном - номінальна потужність асинхронного електродвигуна, МВА. Опір постійному струму обмотки статора асинхронного електродвигуна обчислюється за формулою /2, с.125, ф.2.168/:

, (39)

де Sном - номінальна ковзання асинхронного електродвигуна, %.

Перехідна ЕРС асинхронних електродвигунів в момент, що передує КЗ, визначається за формулою:

, (40)

де Х”_АД - понадперехідне індуктивний опір електродвигуна, Ом;

U(0) - напруга(фазна) в розрахунковій точці КЗ до моменту виникнення КЗ, кВ. I(0) - струм в розрахунковій точці КЗ до моменту виникнення КЗ, кА.

Опору кабельних ліній, прокладених кабелем ААВГ 3 (3х 185) з питомими параметрами r0 = 0,159 Ом/км і x0 = 0,073 Ом/км, кабельних ліній, прокладених кабель ААШВ 3х150 r0 = 0,206 Ом/км і x0 = 0,074 Ом/км і кабель ААШВ 3х70 r0 = 0,443 Ом/км і x0 = 0,08 Ом/км. Вплив комплексної навантаження на струм КЗ не враховується, тому що струм в місці КЗ від тієї навантаження становить менше 5% струму в місці КЗ, визначеного без урахування навантаження.

Початкове діюче значення періодичної складової струму в місці КЗ визначається за формулою:

, (41)

Також початкове діюче значення періодичної складової струму в місці КЗ визначається за формулою:

, (42)

де U(0) - напруга (лінійний) в розрахунковій точці КЗ до моменту виникнення КЗ, кВ.



Рис. 2. Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ в точці К1

Рис. 3. Схема заміщення після перетворень

Найбільше значення аперіодичної складової струму КЗ в загальному випадку приймається рівним амплітуді періодичної складової струму в початковий момент КЗ /6, с.45, ф.5.9/, тобто.

(43)

Аперіодична складова струму КЗ у довільний момент часу визначається за формулою /6, с.45, ф.5.10/:

, (44)

де Та.эк - постійна часу загасання аперіодичної складової струму КЗ, о.е.; вона визначається за формулою:

, (45)

де Хек - результуюче еквівалентний опір схеми заміщення при обліку в ній різних елементів розрахункової схеми тільки індуктивними опорами, тобто при виключенні всіх активних опорів, Ом; Rэк - результуюче еквівалентний опір схеми заміщення при виключенні з неї всіх індуктивних опорів, Ом. При розрахунку ударного струму КЗ з метою перевірки провідників і електричних апаратів за умовами КЗ допустимо вважати, що амплітуда періодичної складової струму КЗ у момент настання ударного струму дорівнює амплітуді цієї складової в початковий момент КЗ. Ударний струм визначається за формулою:

, (46)

де Куд - ударний коефіцієнт. Тому ставлення Хек/Rэк > 5, ударний коефіцієнт допустимо визначати за формулою /6, с.48, п.5.4.4./:

(47)

При визначенні ударного струму з боку асинхронних двигунів необхідно врахувати зміну періодичної складової з часом. У наближених розрахунках для визначення діючого значення періодичної складової струму КЗ від асинхронних електродвигунів в довільний момент часу при радіальній схемі слід застосовувати метод типових кривих /6, с.50, п.5.5.3./.

Електрична віддаленість точки КЗ від асинхронної машини характеризується відношенням діючого значення періодичної складової струму електродвигуна в початковий момент КЗ до номінального струму:

, (48)

де Іад.ном - номінальний струм асинхронного електродвигуна, кА. Використовуючи типові криві для асинхронного електродвигуна, періодична складова в довільний момент часу визначається за формулою:

, (49)

де ?t.ад - параметр, який визначається за типовою кривий за /6, с.55, рис. 5.9/.

Рис. 4. Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ в точці К2

Рис. 5. Схема заміщення після перетворень

Рис. 6. Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ в точці К3



Рис. 7. Схеми заміщення

Розрахунок діючого значення періодичної складової струму КЗ у довільний момент часу від групи асинхронних електродвигунів з урахуванням впливу віддаленого від розрахункової точки КЗ джерела енергії, пов'язаних з точкою КЗ загальним для цього джерела і електродвигунів опором (гілка КЗ) проводиться в наступній послідовності: обчислюється періодична складова струму від еквівалентного електродвигуна в початковий момент КЗ:

, (50)

де Е'0.ад - початкове значення понадперехідного ЕРС еквівалентного електродвигуна, кВ; Єс - ЕРС віддаленого джерела енергії (системи), кВ; Z1 - опір зі сторони системи, Ом; Z2 - опір зі сторони еквівалентного електродвигуна, Ом; Zк - загальний опір, Ом. визначається значення величини, що характеризує електричну відстань розрахункової точки КЗ від еквівалентного електродвигуна; по знайденому значенням електричної віддаленості на типової діаграмі /6, с.58, рис. 5.13./

Вибирається відповідна типова крива і для заданого моменту часу t визначається коефіцієнт; з використанням цього коефіцієнта визначається діюче значення періодичної складової струму еквівалентного електродвигуна в момент часу t:

(51)

обчислюється шукане діюче значення періодичної складової струму в місці КЗ в момент часу t:

(52)

Рис. 8. Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ в точці К4

Рис. 9. Схеми заміщення

Розрахунки струмів КЗ в додатку 6.1.

Для обмеження струмів КЗ необхідно зробити вибір реакторів. Вибір параметрів реакторів і техніко-економічне обґрунтування застосування їх для обмеження струмів КЗ в розподільній мережі проводять при розробці схеми електропостачання промислового підприємства.

Оптимальне значення розрахункового струму КЗ слід визначати з урахуванням економічного чинника (мінімум витрат на електроустаткування і провідники) і забезпечення необхідної якості електроенергії. Як правило, струм КЗ в мережах промислових підприємств повинен дозволяти застосування КРУ серійного виробництва. Розрахунки струмів КЗ після вибору реактора в додатку 6.2. Проведемо розрахунки струмів КЗ у вищевказаних точках і їх значення введемо в таблицю 4.

Таблиця 4 - Значення струмів КЗ в різних ділянках мережі

		К1	К2	К3	К4
		Со стороны питания	Со стороны АД	Со стороны питания	Со стороны АД
До установки реактора	Периодическая составляющая в начальный момент, кА	14,6	0,322	13,01	0,322	13,38	13,18
	Апериодическая составляющая в начальный момент, кА	20,65	0,455	18,59	0,456	18,93	18,64
	Апериодическая составляющая в момент времени t, кА	3,857	0,146	0,09	0,017	0,05	0,02
	Ударный ток, кА	39,12	0,701	28,24	0,662	27,45	26,65
После установки реактора	Периодическая составляющая в начальный момент, кА	8,55	0,322	8,069	0,322	8,364	8,26
	Апериодическая составляющая в начальный момент, кА	12,09	0,455	11,41	0,456	11,82	11,68
	Апериодическая составляющая в момент времени t, кА	4,53	0,146	0,029	0,701	0,018	0,01
	Ударный ток, кА	23,41	0,701	19,08	0,662	18,44	18,11

Вибір високовольтних вимикачів

Вимикачі вибираються:

1) За номінальною напругою вимикачі установки

Uуст >>Uном, (53)

2) По номинальному току выключателя установки с учетом возможного увеличения тока в ближайшие годы

Iнорм >>Iном ; Imax >>Iном , (54)

3) За відключаючої здатності. Розрахунок Іп0 проводиться для найбільш важкого випадку при трифазному КЗ

Iп,0 >>Iо,ном , (55)

4) За аперіодичної складової струму КЗ у момент розбіжності контактів, яка повинна бути дорівнює або менше допустимого значення аперіодичної складової за даними, гарантованим заводом-виробником

(56)

де ?ном% - номінальне утримання аперіодичної складової, %, визначається як відношення аперіодичної складової до діючого значення періодичної складової струму КЗ у момент припинення дотику дугогасильних контактів вимикача. Приймається по кривій /2, с.155, рис. 2.37/ 5) По електродинамічній стійкості. Амплітудне значення ударного струму при включенні на КЗ повинне бути дорівнює або менше найбільшого піку струму включення вимикача

iу >>iвкл.наиб , (57)

6) По термічної стійкості

Bk >>I2тер tтер , (58)

Для перевірки вимикачів на термічну стійкість необхідної розраховують тепловий імпульсом:

, 59)

де Вк - тепловий імпульс,кА2с;

Iп,0 - діюче значення періодичної складової початкового струму КЗ, кА;

tотк - час відключення, с;

Час відключення знаходимо за формулою:

, (60)

де tрз - час дії релейного захисту, с; tов - час відключення вимикача, с. Приймають tрз=0,1 с для Uн= 6-20 кВ; 7) За умовами експлуатації вимикача, які повинні відповідати вимогам каталогу на вимикач. 8) За необхідної механічної і комутаційної зносостійкості вимикача, яка повинна відповідати даним, гарантованим каталогом. 9) На вимогу до приводу вимикача. 10) За часовими параметрами вимикача (час включення і відключення, безструмової паузи циклу АПВ), які повинні відповідати вимогам експлуатації. 11) За вимогою ПВН (крива перехідного відновлення напруги (ПВН) не повинна перетинатися з нормованими кривими ПВН. Значення нормованих характеристик власного перехідного відновлення напруги, а також значення нормованих (граничних) швидкостей відновлення напруги для вимикачів з Uном до 35 кВ включно для різних значень відключається струму КЗ в мережі наведено в /2, с.151, табл.2.60/. В електричних мережах промислових підприємств при перевірці відключаючої здатності вимикачів за умов відновлення напруги потрібно, щоб швидкість відновлення напруги в ланцюзі установки вимикача не перевищувала граничних нормованих значень, допустимих для даного вимикача.

Швидкість відновлення напруги може бути визначена за формулою:

, (61)

де Iп0 - періодична складова відключається струму КЗ, кА;

Zл - хвильовий опір лінії, Ом, при одному дроті у фазі дорівнює 450 Ом;

n - число ліній, що залишаються в роботі після відключення КЗ;

Кс - коефіцієнт, що враховує вплив ємності в розглянутій мережі. Залежить від параметра А дорівнює

, (62)

де С - ємність мережі, Ф, визначається за формулою:

, (63)

де пт - кількість підключених трансформаторів; С0 - ємність кабельних ліній, що не враховуються в числі пл; Х - індуктивний опір, що приймається при розрахунку КЗ, Ом. Вступні вимикачі - вакуумні типу ВВТЭ-10-20УХЛ2 Лінійні вимикачі - ВВТЭ-10-10УХЛ2 Секційні вимикачі - вакуумні типу ВВТЭ-10-20УХЛ2 Перевірку здійснимо на прикладі ввідних вимикачів

Перенапруги, що виникають при комутації індуктивних струмів вакуумними вимикачами

При комутаціях індуктивних струмів вакуумних вимикачів можуть виникати перенапруги, зумовлені: зрізом струму, багаторазовими повторними запалювання і трифазним одночасним відключенням. Перенапруження ці, внаслідок імовірнісного характеру процесів у вимикачі, визначаються статистичними співвідношеннями, що залежать від схеми і параметрів комутованої мережі. Найбільшу небезпеку представляють собою комутаційні перенапруги для електродвигунів, що мають знижені, порівняно з трансформаторами, рівні ізоляції і в особливості знижену імпульсну міцність обмотки при впливі хвиль з крутим фронтом.

Таблиця 5 - Вибір високовольтних вимикачів

Хвильові опору двигунів приблизно на два порядки нижче, ніж у трансформаторів, тому рівні перенапруг при звичайному зрізі струму також значно нижче. Однак включення двигуна або відключення його пускового струму, як правило, супроводжується багаторазовими повторними запалювання і впливами хвиль перенапруг з крутим фронтом. При певному поєднанні параметрів схеми і початкових умов спостерігається поступове наростання максимумів хвиль (ескалація напруги), при якому вони можуть досягати 5-кратних значень по відношенню до фазному напрузі двигуна.

Для захисту електрообладнання від комутаційних перенапруг застосовуються обмежувачі перенапруг нелінійні (ОПН), які складаються з нелінійних резисторів, укладених в ізоляційну покришку. Резистори виконані з послідовно-паралельно включених керамічних резисторів на основі окису цинку. Захисна дія обмежувача обумовлено тим, що при появі небезпечного для ізоляції перенапруги внаслідок високої нелінійності резисторів через ОПН протікає значний імпульсний струм, в результаті чого перенапруження знижується до рівня, безпечного для ізоляції обладнання, що захищається.

В даний час запропоновані наступні технічні рішення щодо схем захисту від перенапруг електрообладнання 6 - 10 кВ, комутованого вакуумними вимикачами, в установках промислових підприємств /2, с.237/:

1) Для захисту трансформаторів загального призначення з полегшеною ізоляцією (сухі, литі) у вводів трансформатора між кожною фазою і землею повинен бути приєднаний ОПН для відповідного класу напруги.

2) Для захисту електродвигунів між затискачами кожної фази двигуна і землею повинні встановлюватися послідовні RC - ланцюжка з параметрами R = 50 Ом і С = 0,25 мкФ. Між затискачами і землею у електродвигунів вище 1000 кВт додатково до RC - ланцюжком повинні встановлюватися ОПН для відповідного класу напруги.

3) Для електрообладнання напругою 6 - 10 кВ з нормальною ізоляцією (маслонаповнені трансформатори) ніяких додаткових засобів захисту не потрібно.

Перевагами ГНН є можливість глибокого обмеження перенапруг, у тому числі міжфазних, малі габарити, що дозволяють використовувати їх в якості опорних ізоляційних колон, велика пропускна здатність. Рівень обмеження комутаційних перенапруг за допомогою ОПН становить (1,65 ? 1,8) Uф. Обмежувачі перенапруг вибираються по номінальному напрузі, яке має дорівнювати номінальній напрузі мережі. Для захисту асинхронних електродвигунів від комутаційних перенапруг приймається обмежувач типу ОПН - 6/7,2 - 10(I), де 6 - клас напруги мережі, кВ; 7,2 - максимальне чинне тривалий робоча напруга обмежувача, кВ; 10 - номінальний розрядний струм, кА; (I) - група розрядного струму (по стійкості до великої тривалості імпульсу).

Трансформатори струму вибираються за класом напруги і максимального робочого струму. Номінальний струм повинен бути якнайближче до робочого, так як недовантаження первинної обмотки призводить до збільшення похибок. Також трансформатори струму вибираються по конструкції і класу точності і перевіряються по динамічній стійкості, по термічній стійкості і по вторинної навантаженні.

Для вибору та перевірки трансформаторів струму складаємо таблицю підключаються до них приладів, визначивши для них необхідні класи точності. Трансформатори струму, призначені для живлення лічильників електроенергії, повинні мати клас точності не нижче 0,5. Допускається для цієї мети використання ТТ класу точності 1,0, але за умови, що фактична похибка відповідає класу 0,5 /9, с. 322, п.33.2.5./.

Клас вимірювальних трансформаторів встановлюють залежно від класу приладів: для підключення приладів классов1,0 і 1,5 -- трансформатори класу 0,5. / 11, с.76, табл.1.6.1./ Встановлюються прилади приймаються згідно з таблицею 4.11 і П 4.7 /10/. Значення потужності, споживаної приладами, наведені в таблиці 6.

Таблиця 6 - Прилади, підключені до трансформатора струму вводу КЛ

Наименование приладу	Тип приладу	Навантаження на фазу, ВА
		Фаза А	Фаза В	Фаза С
Амперметр	Э-377	0,5	0	0,5
Лічильник Р	СА4-И682	2,5	0	2,5
Лічильник Q	СР4-И689	2,5	0	2,5
Всього:	5,5	0	5,5

Опір навантаження (Z2) визначається за формулою:

(64)

де Zк = 0,1 Ом - перехідний опір контактів; Zприб - сума послідовно включених опорів обмоток приладів і реле, Ом, яка визначається за формулою:

(65)

де S - сумарна потужність, споживана приладами по струму в найбільш навантаженій фазі, В*А; Ін - номінальний вторинний струм трансформатора струму, А; Zпров - опір з'єднувальних проводів, Ом, яке визначається за формулою:

, (66)

де ?=0,0283 - питомий опір алюмінію Омм; S - переріз проводу, мм2; l - розрахункова довжина проводу, при трьох трансформаторах струму рівна довжині кабелю, м Порівнюючи параметри, отримані при розрахунках і довідкові дані приймається трансформатор струму ТОЛ-10 ХЛ3-0,5/10Р з коефіцієнтом трансформації 300/5. Інші трансформатори струму вибираються за такою ж методикою. Умови вибору трансформатора струму наведено в таблиці 7.

електричний струм трансформатор релейний

3. Вибір трансформаторів напруги

Трансформатори напруги (ТН) вибираються з класу напруги, класу точності і вторинної навантаженні. Для живлення лічильників електроенергії використовуються ТН класу 0,5. Потужність, споживана приладами в нормальному режимі, визначається по таблиці 8.

Таблиця 7 - Вибір трансформаторів струму

Таблиця 8 - Прилади ланцюгів напруги ТН-6 1СШ

Приєднання	Прилади	Тип	S однієї обмотки, ВА	Число обмоток	cos	sin	Число прилад	Загальна потужність
								Р, Вт	Q, вар
Шини 6 кВ.	вольтметр ще показує	Э-377	2	1	1	0	1	2	0
	вольтметр регістр.	Э-372	3	1	1	0	1	3	0
Ввод	Лічильник Р	И-682	3	2	00,38	00,93	1	0,3	40,8
	Лічильник Q	И-689	3	2	00,38	00,93	1	20,1	5
Лінії 6 кВ	Лічильник Р	И-682	3	2	00,38	00,93	5	11,5	24
	Лічильник Q	И-689	3	2	00,38	00,93	5	10,5	25
Всього								31,4	58,8

Сумарна потужність вимірювальних приладів визначається за формулою:

Sпр=ВА (67)

Сумарна потужність вимірювальних приладів з урахуванням виведення в ремонт другого трансформатора напруги визначається за формулою:

Sпр= Sпр2 = 2 = 133,3 ВА

Вибираються два трансформатора напруги НТМИ 6-66У3 Паспортні дані трансформатора напруги: Номінальна напруга, кВ 6 Номінальна напруга основної вторинної обмотки, В 100 Номінальна потужність в класі точності 0,5, ВА 75 Гранична потужність, ВА 630 Схема з'єднання Y/Y/-0 Умови вибору трансформатора напруги наведені в таблиці 9.

Таблиця 9 - Вибір трансформатора напруги 6 кВ

Розрахункові данні	Довідникові данні	Умови вибору
Uуст = 6 кВ	Uном =6 кВ	Uуст Uном
= 133,3 В·А	=150 В·А

Згідно ПУЕ втрати напруги в контрольному кабелі, що живлять ланцюга напруги лічильників повинні складати не більше 0,5%, а ланцюги напруги щитових вимірювальних приладів-не більше 1,5% Струм вторинної навантаження трансформатора напруги:

I2 = S2 / U2 = 133,3 / 100 = 1,33 А

Опір з'єднувальних проводів:

Rп =ВL / S = 0.028315 / 2.5 = 0.17 Ом,

де - питомий опір міді, Омм; S - переріз проводу,мм2; L - розрахункова довжина проводу, при з'єднанні обмоток у зірку рівна довжині кабелю, м Втрата напруги в кабелі:

U = %

Умова перевірки по допустимій втраті напруги виконано

4. Низьковольтне електропостачання ділянки флотаційних машин

4.1 Схема цехової електричної мережі

Мережі напругою до 1 кВ служать для розподілу електроенергії всередині цехів промислових підприємств, а також для живлення деяких ЕП, розташованих за межами цеху на території підприємства. Схема внутрішньоцеховий мережі визначається технологічним процесом виробництва, плануванням приміщення, взаємним розташуванням ТП, ЕП і вводів живлення, розрахунковою потужністю, вимогами безперебійності електропостачання, техніко-економічними міркуваннями, умовами навколишнього середовища. Внутрішньоцехові мережі діляться на живлячі і розподільчі. Живлять відходять від джерела живлення (ТП) до розподільчих шаф (РШ), до розподільних шинопроводам або до окремим великим ЕП.

Внутрішньоцехові розподільчі мережі - це мережі, до яких безпосередньо підключаються різні ЕП цеху. Розподільні мережі виконуються з допомогою розподільних шинопроводів (ШРА) і розподільних шаф. За своєю структурою схеми внутрішньоцехових електричних мереж можуть бути радіальними, магістральними та змішаними. Виходячи з умови вимоги високої надійності забезпечення електроенергією електроустановок ділянки флотаційних машин і пожежонебезпечної хімічно активної середовищем приміщення цеху, найбільш підходить радіальна схема електропостачання показана на Рис. 10.

Яку виконаємо живильними кабельними лініями від трансформатора №1 двохтрансформаторної КТП-1. Живлять кабельні лінії прокладені у вертикальному тунелі по стіні будівлі цеху і підходять розподільних шаф і осветительному щитка. До розподільних шаф підключені всі електроприймачі ділянки. Живить і розподільна мережа виконана одножильним кабелем АВВГ різного перерізу. Низьковольтне компенсує пристрій встановлено на РУНН. Резервування на стороні НН здійснюється АВР вимикач QF2 від трансформатора №2 КТП-1.

Рис. 10. Електрична схеми мережі 0,4 кВ ділянки флотомашин

4.2 Розрахунок електричних навантажень в живильної і розподільної мережі ділянки

4.2.1 Розрахунок силової електричної навантаження в розподільній мережі

Розрахунок електричних навантажень для розподільних шаф подано у додатку 7.1.

Результати розрахунків силового навантаження зводимо в таблицю 10.

4.3 Визначення центру електричних навантажень

Для визначення місця розташування ТП, необхідно побудувати картограму навантажень, яка являє собою розміщення на плані цеху кіл, площа яких відповідає в обраному масштабі розрахунковим навантаженням. Радіуси кіл визначаються за формулою:

Таблиця 10

(68)

де т - прийнятий масштаб для визначення площі круга, кВт/мм. На підставі побудованих картограм знаходять координати умовного центру навантажень (УЦН)

; (69)

Картограм навантажень показана на рис 11. Розрахунок центру електричних навантажень наведено в додатку 7.2.

Рис. 11. Прогнозування електричних навантажень.

4.3.1 Вибір і розрахунок тролейних ліній

Тролейні лінії призначені для живлення за допомогою ковзних або струмознімачів пересувних підйомно-транспортних пристроїв, застосовуваних в основних виробничих, ремонтних, складальних цехах, котелень тощо Виконуються тролейні лінії з профільованої сталі, алюмінієвих шин, часто застосовується комплектний тролейний шинопровід типу ШТМ. Перерізу тролейних ліній вибирають по нагріванню тривалим струмом навантаження і перевіряють на допустиму втрату напруги про ІП до двигуна крана, що знаходиться в самій віддаленій точці тролеїв, як правило, не повинна перевищувати 12%.

Ця втрата напруги в мережах 380 складається з втрати напруги в живильної лінії (Uп.л = 4?5 %) в тролеях (Uтр = 4?5 %) та у розподільних мережах крана (Uкр = 1?2 %) На вводі до тролейним лініях встановлюється комутаційний апарат, найчастіше ящик з рубильником. У місцях секціонування тролеїв залишають ізоляційний проміжок не менше 50 мм, який, не викликає перерви в електропостачанні підйомно-транспортного механізму. Підведення живлення слід передбачати по можливості в середині тролеїв. Розрахунок електричних навантажень для вибору тролейних ліній виконують методом розрахункового коефіцієнта. Піковий струм / с.102/ ЕП тролейних ліній визначається за формулою:

Іпик = I пуск + (Ip - Ки * Іном.мах), (70)

де Я пуск - найбільший пусковий струм двигуна, що входить до групи, А; Ір - розрахунковий струм навантаження групи ЕП, А; Ки - коефіцієнт використання механізму, що приводиться електродвигуном з найбільшим пусковим струмом; Іном.мах - номінальний (приведений до ПВ = 100%) струм електродвигуна з найбільшим пусковим струмом, А.

При визначенні втрати напруги в тролейної лінії розрахункові і пікові струми визначають окремо для живильної тролеї лінії і для кожного плеча тролеїв з урахуванням схеми підведення живлення. Розрахунок тролейних ліній на втрату напруги слід проводити при найбільш несприятливому розташуванні кранів в прольотах цеху /2 с. 190/.

Втрата напруги, В, в тролеях

Uт = e * Іпик * L / 10 000, (71)

де e - втрата напруги на 100 А пікового струму і 100 м довжини тролею, В/(А*м); L - довжина тролеїв в один кінець від точки підключення живлячої лінії, м; Виходячи з технології виробництва і розмірів цеху приймаємо довжину тролеїв 200 м, підведення живлення здійснюємо в середині. Відстань між фазами тролеїв 250 мм. Тролейну лінію виконуємо з кутової сталі 50х50х5 мм Параметри двигунів крана зазначені в таблиці 12, а розрахункова навантаження двигунів крана знайдена в таблиці 2.

...