Аннотация

Тема дипломного проекта «Электроснабжение и электропривод насосной станции». В нём рассматриваются выбор и расчёт различных систем.

Расчёт идёт согласно исходным данным. На основании их осуществляется выбор числа и мощности двигателей насосов. Производится расчёт системы вентиляции и освещения. Для насосной станции производится выбор вспомогательного электрооборудования. В качестве вспомогательного электрооборудования используются мостовой кран машинного зала и станки мастерской.

В дальнейшем определяется расчётная электрическая суммарная нагрузка насосной станции. Формируется годовой график нагрузок насосной станции. Главными задачами дипломного проекта являются: выбор системы питания, выбор системы распределения электроэнергии насосной станции, расчёт токов короткого замыкания и выбор элементов системы энергоснабжения.

Первые две задачи решаются на основании техникоэкономического расчёта.

Ещё одна задача вытекает из темы дипломного проекта: необходимо сформировать схемы защиты и управления синхронным двигателем насоса.

The summary

Theme of the degree project « Electrosupply and electric drive of pump station ». In it(him) are considered(examined) a choice and account of various systems.

The account goes according to the initial data. On the basis of them the choice of number and capacity of engines of pumps is carried out. The account of system of ventilation and illumination is made. The choice of an auxiliary electric equipment is made for pump station. As an auxiliary electric equipment are used the crane bredged of a machine hall and machine tools of workshop.

Further settlement electrical total loading of pump station is defined(determined). The annual diagram of loadings of pump station is formed. The main tasks of the degree project are: a choice of the power supply system, choice of system of distribution of the electric power of pump station, account of currents of short circuit and choice of elements of system of power supply.

First two tasks are decided(solved) on the basis of technical and economic account.

One more task follows from a theme of the degree project: it is necessary to generate the circuits of protection and management of the synchronous engine of the pump.

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1 Технология и генеральный план насосной станции

2 Определение расчётных электрических нагрузок насосной станции

2.1 Выбор типа и числа рабочих насосов

2.2 Выбор мощности вентиляторов

2.3 Расчёт освещения производственной площади насосной станции

2.4 Определение и выбор типа и числа электродвигателей для электропривода насосной станции

2.4.1 Электропривод механизма подъёмной установки мостового крана

2.4.2 Электропривод механизма передвижения тележки мостового крана

2.4.3 Электропривод механизма передвижения моста

2.5 Выбор мощности двигателей пожарных насосов

2.6 Электроснабжение мастерской

2.7 Определение суммарной электрической нагрузки

насосной станции

3 Выбор системы питания

3.1 Выбор типа пункта приёма электроэнергии

3.2 Выбор трансформаторов ППЭ

3.3 Выбор УВН и рационального напряжения

4 Выбор системы распределения электроэнергии

4.1 Выбор рационального напряжения распределения электроэнергии выше 1000 В

4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

4.3. Выбор способа канализации электроэнергии на напряжении выше 1000 В, сечения ЛЭП и токопроводов

4.4 Выбор числа силовых пунктов и мест их расположения

5 Расчёт токов короткого замыкания

6 Выбор и проверка элементов системы электроснабжения насосной станции

7 Принципиальная схема управления электродвигателем насосом и его релейной защиты

7.1 Описание принципа действия схемы управления

7.2 Выбор аппаратов для схемы управления

8 Охрана труда

8.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов на рабочем месте

8.2 Меры по снижению и устранению опасных и вредных факторов

8.3 Расчёт шума

8.4 Пожарная безопасность

Заключение

Литература

Введение

Одной из главных проблем современной промышленной энергетики является использование наиболее рационального построения системы электроснабжения, выполнение всех её основных принципов. Это связано с огромным ростом энерговооружённости труда, широком внедрении электротехнологических процессов, значительным увеличением потребления электрической энергии.

Электропривод является неотъемлемой частью многих производственных механизмов, участвующих во всём многообразии современных производственных процессах. В каждом конкретном производстве можно выделить ряд операций, характер которых является общим для различных отраслей народного хозяйства. К их числу относятся перемещение грузов при строительно-монтажных работах, вентиляция, водоснабжение и многое другое.

Механизмы, выполняющие подобные операции, как правило, универсальны и имеют общепромышленное применение, в связи с этим и называются общепромышленными механизмами. Общепромышленные механизмы являются основными механизмами множества конкретных разновидностей производственных установок. К их числу относятся подъёмные краны, насосы, вентиляторы, воздуходувки и т.п.

Общепромышленные механизмы играют в народном хозяйстве страны важную роль. Они являются основным средством механизации и автоматизации различных производственных процессов. Поэтому уровень промышленного производства и производительность труда в значительной степени зависят от оснащённости производства общепромышленными механизмами и от их технологического совершенства.

Исходные данные к проекту:

- мощность энергосистемы S_с =1300 МВА;

- сопротивление системы Х_с =0,48о.е;

- расстояние от энергосистемы до устройства высокого напряжения ПГВ L =4 км;

- полная производительность насосной станции Q_z =18 м³ /час;

- напор Н = 60 м.

1 Технология и генеральный план насосной станции

Насосы представляют собой энергетические машины, в которых механическая энергия привода преобразуется в энергию потока жидкости. По принципу действия все существующие насосы подразделяются на три основных класса: лопастные или лопаточные (насосы обтекания), вихревые насосы (насосы увлечения) и объемные насосы (насосы вытеснения).

Наиболее распространенным видом энергетических машин являются лопастные насосы, используемые в большинстве современных отраслей техники.

В лопастных (лопаточных) насосах преобразование энергии двигателя происходит в процессе обтекания лопастей (лопаток) рабочего колеса и их силового воздействия на поток. У вихревых насосов преобразование энергии двигателя происходит в процессе интенсивного образования и разрушения вихрей при увлечении быстро движущимися частицами жидкости в ячейках рабочего колеса. А медленно движущихся частиц жидкости в боковых или охватывающих верхнюю часть колеса каналах (вихревой эффект). При движении жидкости в колесе вихревого насоса между участками всасывания и нагнетания имеет место и центробежный эффект. В объемных насосах преобразование энергии двигателя происходит в процессе вытеснения в напорный трубопровод объема жидкости из замкнутого пространства насоса поршнем (плунжером, скалкой), мембраной, имеющими возвратно-поступательное движение, или зубьями шестерен, винтами, кулачками, выдвижными скользящими пластинами при вращательном движении этих элементов насоса (ротационные насосы).

Лопастные насосы подразделяются на центробежные (радиальные), диагональные и осевые (пропеллерные). В центробежных насосах движение жидкости в рабочем колесе происходит от центральной части к периферии по радиальным направлениям, то есть в потоке частиц жидкости нет осевых составляющих абсолютной скорости. В диагональных насосах частицы жидкости движутся по поверхностям вращения с образующими, наклонными к оси, то есть осевые и радиальные составляющие абсолютной скорости - величины одного порядка. В осевых насосах частицы жидкости движутся в осевом направлении. Лопастные насосы обладают малой способностью самовсасывания. Поэтому при пуске их всасывающую трубу и колесо заливают жидкостью, применяя различные способы. Лопастные насосы удобны для непосредственного соединения с современными типами электродвигателей. Лопастные насосы отличаются компактностью и легкостью.

К.п.д. лопастных насосов достигает 0,9 – 0,92 и в области умеренных напоров не уступает к.п.д. поршневых насосов. Поэтому при невысоких и средних напорах и больших подачах применяются исключительно лопастные насосы. Лопастные насосы находят широкое применение при подаче нефти и нефтепродуктов по трубопроводам, для подачи воды в нефтяной пласт при нефтедобыче, для подачи высоко агрессивных и токсичных жидкостей в нефтехимии. Фактором, ограничивающим частоту вращения и высоту всасывания лопастного насоса, является кавитация. При засасывании насосом жидкости из резервуара давление, в подводящем трубопроводе по мере продвижения жидкости в насос, падает и при входе на колесо может стать меньше давления упругости насыщенных паров жидкости. Происходит холодное вскипание жидкости. Образовавшиеся при входе паровые пузырьки в области повышенного давления на выходе рабочего колеса мгновенно конденсируются, что сопровождается характерными потрескиваниями, шумами. Это явление носит название кавитации насоса. При сильном развитии кавитации может произойти полный срыв работы насоса.

Кавитацию сопровождает ряд нежелательных в эксплуатации насосов явлений:

- эрозия материала стенок. Образовавшиеся пузырьки пара, попадая в область повышенных давлений, мгновенно конденсируются, при смыкании частицы жидкости, окружающие пузырёк, движутся ускоренно к центру пузырька, и при полном исчезновении пузырька эти частицы сталкиваются, создавая мгновенное местное повышение давления, которое может достигать больших значений. Такие давления на рабочих поверхностях каналов колеса приводят к сильным ударам, выщерблению, разъеданию материала стенок;

- повышение вибрации, которая приводит к быстрому изнашиванию подшипников;

- быстрая химическая эрозия рабочих органов насоса при выделении паров химически активной жидкости. Химическая эрозия увеличивается также с повышением в паровой фазе содержания кислорода, растворенного в перекачиваемой жидкости и перешедшего при кавитации в паровую фазу;

- сужение проходного сечения подводящих каналов и полный срыв работы насосов при активном холодном кипении, что связано с выделением растворенных газов, в том числе и воздуха, из жидкости при прохождении ею области вакуума.

Вихревые насосы получили наибольшее распространение в стационарных и передвижных установках мощностью не превышающие несколько десятков киловатт для перекачки маловязких жидкостей, не содержащих абразивных примесей. Напор вихревых насосов в 2 - 5 раз больше напора центробежных насосов при тех же значениях диаметра колеса и частоты вращения, но они отличаются низким к.п.д. (0,25 – 0,5).

Объемные насосы характеризуются тем, что рабочие органы их периодически образуют замкнутые объемы жидкости и вытесняют эти отобранные порции жидкости, увеличивая давление в нагнетательный трубопровод. Особенностями объемных насосов являются постоянное, почти герметичное, разделение всасывающей и нагнетательной камер, а также способность к самовсасыванию. Подача объемного насоса определяется геометрическими размерами его рабочих органов и числом циклов в единицу времени. Подача объемных насосов от 0,8 до 800 м³ /ч. В объемных насосах величина напора принципиально не ограничена.

Области применения различных типов насосов в зависимости от их подачи и напора приведены на рис. 1.1 [1].

Центробежные насосы, применяемые в широком диапазоне напоров и подач, отличаются многообразием конструктивных исполнений. Они выполняются вертикальными и горизонтальными, как одноступенчатыми, так и многоступенчатыми, одностороннего и двустороннего входа.

Такое многообразие параметров и назначений центробежных насосов вызвало множество разных конструктивных решений. Конструкторам центробежных насосов приходится сопоставлять преимущества разных конструктивных решений и, анализируя их, находить самое оптимальное для каждого конкретного случая.

Определение числа и единичной подачи (напора) насосной установки производится по полной подаче (напору) насосной станции, по условиям оптимального числа центробежных насосов, исходя из необходимости маневрирования потоками перекачиваемой жидкости и надежности в электроснабжении.

Технологическая схема насосной установки представлена на рис.1.2.

Насосная станция — это замкнутое помещение, в котором необходимо создать условия для работы обслуживающего персонала. Насосы с их приводами являются сильными источниками тепла в помещении. Например, некоторые части насосной установки (электродвигателя) нагреты постоянно свыше 100 °С. Эти источники тепла достаточно серьезно влияют на микроклимат внутри насосной станции. В летние месяцы работы насосной станции температура воздуха в помещении может достигать уровня, при котором невозможен комфортный и производительный труд человека. К тому же в любом помещении необходима периодическая замена воздуха. Этим целям служит вентиляция помещений. В дипломе необходимо реализовать вентиляцию на основании опыта уже устроенных систем вентиляции на уже существующих насосных станциях.

Два приточных вентилятора в блоке с калориферами устанавливаются по бокам от главных ворот, предназначенных для подачи транспорта. Калориферы необходимы для создания тепловой завесы в зимнее время, что повышает эффективность отопления и снижает сквозняки от дверей. Еще один блок приточной вентиляции с калорифером устанавливается у центрального входа в мастерскую с улицы. Три вытяжных вентилятора устанавливаются с задней стены насосной станции.

В конструкциях насосных установок имеется множество металлических деталей, которые при эксплуатации подвергаются термическому и механическому воздействию, и как следствие этого процесса они изнашиваются. Для изготовления простых новых деталей, и поддержания старых в нормальном состоянии, а также для плановых и аварийных ремонтов узлов и агрегатов машин в мастерской устанавливается группа металлообрабатывающих станков и сварочных автоматов. Перечень типового устанавливаемого оборудования:

- один сверлильный станок;

- два токарно-винторезных станка;

- один фрезерный станок;

- один круглошлифовальный станок;

- один обдирочно-шлифовальный станок;

- два сварочных трансформатора.

Для монтажа насосов необходим кран. Мостовой кран необходим для замены крупных деталей насосов и электродвигателей. Назначение крана - подъем и доставка насосов к месту назначения.

В случае возникновения пожара необходимо его ликвидировать. Для этой цели устанавливаются два пожарных насоса по бокам от главных ворот.

Таким образом, основными электроприемниками насосной станции являются двигатели приводов насосов, вентиляторов, приводы оборудования мастерской, крановый привод, а также общее освещение производственной площади.

Генеральный план насосной станций представлен на рис. 1.3.

2 Определение расчетных электрических

нагрузок насосной станции

2.1 Выбор типа и числа рабочих насосов

Мощность на валу насоса Р_нас (кВт) или мощность, отдаваемая насосу ведущим двигателем при непосредственном соединении, определяется по следующей формуле [1]:

(2.1)

где К_з - коэффициент запаса (К_з = 1,03 при Р>50 кВт);

r — плотность перекачиваемой жидкости, для холодной воды равна 1000 кг/м³ ;

g — ускорение силы тяжести, м² /с;

Q — производительность насоса, м³ /с;

Н — напор, м;

h_нас - полный к.п.д. насоса.

Выбираем 8 насосов типа 800В-2,5/63 со следующими каталожными данными [1]: Q_h = 4 м³ /с; Н_н =- 63 м; h_н = 88%; n_н = 600 об/мин; Р_н = 1950 кВт; m = 25000 кг; габариты L x B x H = 4300х4200х7000 мм.

В качестве ведущих двигателей выбираем синхронные электродвигатели типа СДН-17-71/10 со следующими каталожными данными [2]:

Р_н = 2000 кВт; n₀ ,=500 об/мин; cos j = 0,9; I_стат = 135 А; h_н = 95,3%; U_h = 10 кВ;

M_max /М_н = 1; M_{s =0.05} /M_н = 1,6; Ub = 85 В; I_в = 255 A; m=17400 кг, габариты LxB=4450x3250 мм.

Присоединенная мощность (кВт) определяется по следующей формуле:

(2.2)

где n - количество электродвигателей;

Рн — номинальная мощность электродвигателя, кВт;

h_н - номинальный к.п.д. электродвигателя;

К_з - коэффициент загрузки.

Коэффициент загрузки определяется по следующему выражению:

Тогда по (2.2);

Выбранный тип насоса обеспечивает требуемую производительность и напор, если на сеть параллельно работают 8 насосов. Область работы насосов представлена на рис. 2.1. Параметры насосов по верхней границе поля Q-H обеспечиваются базовым рабочим колесом (РК), а в других точках поля - его обточкой по наружному диаметру или применением других колес в том же корпусе.

2.2 Выбор мощности вентиляторов

Для вентиляции машинного зала насосной станции с объемом помещения V= 22 55,5 16 = 19536 м³ и высотой 16 м и мастерской с объемом V=22 14,5 5= =1595 м³ и высотой 5 м устанавливаются центробежные вентиляторы.

Определим мощность приводного двигателя вентилятора, если часовая кратность обмена воздуха равна i = 2.0, полное сопротивление воздушного тракта, преодолеваемое вентилятором, составляет 120 кг/м² (мм вод. ст.).

Необходимая производительность вентилятора, м³ /с:

(2.3)

где Q - объем помещения, м³ .

Мощность электродвигателя вентилятора определяется по формуле:

(2.4)

где Q - производительность вентилятора, м³ /с;

h — полное давление, кг/м² ;

k - коэффициент запаса (к = 1,1 –1,6);

h — полный коэффициент полезного действия вентилятора (0,5-0,85).

Количество воздуха, подаваемого вентилятором в машинный зал насосной станции по (2.3):

Мощность электродвигателя вентилятора установленного в машинном зале насосной станции по (2.4):

Для привода вентилятора выбираем асинхронный двигатель с КЗ ротором типа 4А160S2У3 с каталожными данными [3]:

Р_н = 7,5 кВт; U_н = 380/660 В; cosj_н , =0,91; h_н = 88 %; n₀ = 3000 об/мин;

S_н = 2,3 %; I_п /I_н = 7,5; M_max /М_н = 2,2; М_п /М_н = 1,4.

Количество воздуха, подаваемого вентилятором в мастерскую по (2.3):

Мощность электродвигателя вентилятора установленного в мастерской по (2.4):

Для привода вентилятора выбираем асинхронный двигатель с КЗ ротором типа 4А80В2УЗ с каталожными данными [3]:

Р_н = 2,5 кВт; U_н =380 В; cosj_н , =0,87; h_н = 83 %; n₀ = 3000 об/мин;

S_н = 5 ; I_п /I_н = 6,5; M_max /М_н = 2,2; М_п /М_н = 2.

Мощность электродвигателей дня приточной и вытяжной вентиляции принимаем одинаковой.

Приточные вентиляторы работают в блоке с калориферами. Мощность каждого калорифера принимаем равной 2 кВт.

Мощность, расходуемая на обогрев калориферами:

Р_кал = n×Р_{1 k} = 3×2 = 6 кВт, (2.5)

где Р_{1 k} - мощность одного калорифера.

Присоединенная мощность двигателей для привода вентиляторов в мастерской:

(2.6)

где Р_{прит.мас} , Р_{выт.мас} — активные номинальные мощности двигателей соответственно для приточной и вытяжной вентиляции мастерской, кВт. Аналогично для машинного зала насосной станции:

(2.7)

2.3 Расчет освещения производственной площади насосной станции

Расчет общего освещения по удельной мощности является упрощенной формой метода коэффициента использования. Удельная мощность d (Вт/м² ) является важнейшим энергетическим показателем осветительной установки, широко используемым для оценок экономических решений и для предварительного определения нагрузки при начальных стадиях проектирования.

Удельная мощность d определяется по таблицам [4] и зависит от типа светильников, нормированной освещенности, коэффициента запаса, коэффициента отражения поверхностей помещения, значения расчетной высоты установки светильника, площади помещения.

Площадь помещения машинного зала определяется по генеральному плану насосной станции F_м.з. = 1221 м² . Удельная мощность осветительной установки для машинного зала равна d=18 Вт/м² .

Мощность осветительной нагрузки машинного зала определяется по формуле:

Р_{осв.м.з.} = К_с ×d×F. (2.8)

Р_{осв.м.з.} = 0,95×18×1221 = 20,879 кВт.

Значения коэффициента спроса осветительной нагрузки К_с приведены в [5]. Для газоразрядных ламп коэффициент мощности cosj = 0,5 (tg j = 1,732).

Реактивная мощность, потребляемая освещением, рассчитывается по формуле:

Q_ocв.м.з. = Р_осв.м.з .× tgj. (2.9)

Q_{oc в.м.з.} = 20,879 1,732 = 36,121 кВар.

Определяем полную мощность осветительной нагрузки:

S_ocв.м.з. = (2.10)

S_ocв.м.з. =

Расчет освещения мастерской ведется аналогично расчету освещения машинного зала насосной станции. Площадь мастерской по генплану F_мас = 319 м² . Удельная мощность осветительной установки мастерской по [4] равна d =15 Вт/м. Освещение производится люминесцентными лампами. Коэффициент мощности для люминесцентных ламп cosj = 0,9 (tgj = 0,484).

Мощность осветительной нагрузки мастерской определяется по формуле (2.8):

Р_{осв.мас.} = 1 • 15 • 319 = 4,785 кВт.

Реактивная мощность, потребляемая освещением, рассчитывается по формуле (2.9):

Q_{oc в.м ac .} = 4,785 • 0,484 = 2,316 кВар.

Определяем полную мощность осветительной нагрузки по формуле (2.10);

S_ocв.м.з. =

Определение общуй мощности осветительной нагрузки по насосной станции в целом:

Р_осв = Р_осв.м.з + Р_{осв.мас} =20,879 + 4,785 =25,664 кВт, (2.11)

Q_{oc в} = Q_{oc в.м.з.} + О_{осв.мас} = 36,121 + 2,316 = 38,437 кВар, (2.12)

S_ocв = (2.13)

Для сравнения, определим мощность осветительной нагрузки с помощью метода коэффициента использования, учитывающего геометрию помещения, конструкцию и конкретное расположение осветительной установки, нормы освещенности, вид светильников и характеристики применяемых ламп.

Метод коэффициента использования светового потока предназначен для расчета равномерного освещения горизонтальных поверхностей при отсутствии крупных затеняющих предметов.

При расчете по этому методу световой поток Ф (лм) ламп в каждом светильнике, необходимый для создания заданной минимальной освещенности (норма освещенности - Ен), определяется по следующей формуле [5]:

(2.14)

где К_зап — коэффициент запаса:

F - площадь освещаемой поверхности, м² ;

Z - коэффициент минимальной освещенности, z=l.l - для люминесцентных ламп, Z = 1,5 для ламп накаливания и ДРЛ;

N - число светильников;

h - коэффициент использования светового потока источника света, в долях единицы.

По значению Ф выбирается стандартная лампа так, чтобы ее поток отличался от расчетного значения Ф на -10 ¸ +20%. При невозможности выбора источника света с таким приближением корректируется число светильников.

При расчете освещения, выполненного люминесцентными лампами, чаще всего первоначально намечается число рядов n, которое в (2.8) соответствует величине N. Тогда под Ф следует понимать поток ламп одного ряда.

Если световой поток ламп в каждом светильнике составляет Ф_ном , то число светильников в ряду определяется по формуле

(2.15)

Суммарная длина N светильников сопоставляется с длиной помещения, при этом возможны следующие случаи:

1) суммарная длина светильника превышает длину помещения. В этом случае необходимо применить более мощные лампы (у которых поток на единицу длины больше) или увеличить число рядов, можно компоновать ряды из сдвоенных, строенных светильников и т.д.:

2) суммарная длина светильников равна длине помещения: задача решается установкой непрерывного ряда светильников;

3) суммарная длина ряда меньше длины помещения: принимается ряд с равномерно распределенными вдоль него разрывами между светильниками. Рекомендуется, чтобы расстояние между светильниками в ряду не превышало 0.5 расчетной высоты

Расчетная высота (м) определяется по следующей формуле [5]:

H = H - h_p - h_c (2.16)

где Н - высота помещения, м;

h_p - высота расчетной поверхности над полом, м;

h_с - расстояние светильника от перекрытия, м.

Коэффициент использования светового потока является функцией индекса помещения i, который определяется по формуле [5]:

(2.17)

где L - длина помещения, м;

В - ширина помещения, м;

h - расчетная высота, м.

Для определения коэффициента использования h кроме индекса помещения i необходимо оценить коэффициенты отражения поверхностей помещения: потолка r_n стен r_c и рабочей поверхности r_p .

Основное требование при выборе расположения светильников заключается в доступности их при обслуживании. Кроме того, размещение светильников определяется условием экономичности. Важное значение имеет отношение расстояния между светильниками или рядами светильников к расчетной высоте l = L_a /h, уменьшение его приводит к удорожанию осветительной установки и усложнению ее обслуживания, а чрезмерное увеличение приводит к резкой неравномерности освещения и к возрастанию расходов энергии.

При расположении рабочих мест рядом со стенами здания светильники следует устанавливать на расстоянии L от стены, которое принимается равным (0,3-0,5)L.

Освещение машинного зала

Для расчета освещения машинного зала в качестве источника света выбираем лампы ДРЛ. Лампы типа ДРЛ применяются для общего освещения производственных помещений высотой более 8 метров, в которых не требуется правильной цветопередачи. Система освещения – общая, т.е. и искусственное и естественное освещение. Размеры машинного зала определяем по генеральному плану L_м.з .хВ_м.з. хН_м.з. = 55,5х22х16 м. Лампы ДРЛ размещены в светильниках типа РСП-1000/ГОЗ с габаритами DxH=610x670 мм. Данный тип светильника имеет глубокую кривую силы света.

По (2.16) определим расчетную высоту: h=16 - 0 -1 =15 м.

По табл. 4-16 [4]: l_э =1, тогда расстояние между лампами, расположенными в одном ряду, L_а =lэ×h=1×15=15 м.

При L_a = 14 м в ряду можно разместить 4 светильника, тогда

(2.18)

где l - расстояние от стены до крайнего светильника, м;

N₁ – число светильников в одном ряду.

l находиться в пределах (0,3 – 0,5)L_a т.е. (4,5<5,25<7,5)м

Принимаем число рядов светильников равным двум, тогда L_в = 12 м. При прямоугольных полях рекомендуется La : Lв £ 1,5 [4].

La : Lв=15 : 12 = 1,25 £1,5.

Число светильников в машинном зале N = 8. Размещение светильников представлено на рис.2.2.

По табл.5-2 [4] принимаем r_п = 0,7; r_с = 0,5; r_р = 0,3.

Индекс помещения по (2.17):

По табл.5 -17 [4] определяем коэффициент использования светового потока h = 72%.

По формуле (2.14) при Е_н = 150 лк и К_зап =1.5, принятых по табл.4-4 в [4] находим:

По полученному Ф подбираем из табл.2-17 [4] лампу типа ДРЛ мощностью 1000 Вт со световым потоком Ф_ном =50000 лм (Ф_ном отличается от Ф на 8,84%, что допустимо).

Расчетная осветительная нагрузка определяется по формуле [5]:

P_o = P_ycт ×K_c - К_пра (2.19)

где Р_уст - установленная мощность ламп, кВт;

К_с - коэффициент спроса;

К_пра - коэффициент, учитывающий потери в пускорегулирующей аппаратуре (ПРА), К_пра =1,1 - для ламп ДРЛ и ДРИ; К_пра = 1,2 -для люминесцентных ламп со стартерными схемами включения и K_{П p а} = 1,3 –1,35 - для люминесцентных ламп с безстартерными схемами включения.

Расчетная осветительная нагрузка машинного зала no (2.19):

P_{o .м.з.} = (8х1)×0,95×1,1 = 8,36 кВт.

Для газоразрядных ламп типа ДРЛ cosj = 0,5 (tgj = 1,732), тогда :

Q_о.м.з. = Р_о.м.з. • tgj = 8,36 • 1,732 = 14,48 кВар.

Освещение мастерской

Для расчета освещения в мастерской в качестве источника света применяем люминесцентные лампы типа ЛБ в светильниках ПВЛМ - ДОР с габаритами L_св хВ_св хН_св = 1625х270х215 мм, с прямым косинусным светораспределением. Система освещения - общая. Размеры мастерской по генплану: L_мас хВ_мас хН_мас =21х х14,7х5 м.

Расчетная высота по (2.16): h = 5 – 0 – 0,22 = 4,78 м.

По табл. 4-11 [4]: l_с = 1,4, тогда расстояние между рядами L = l_c ×h = 1,4 × 4,78 = = 6,7 м.

Намечаем два ряда светильников. Коэффициенты отражения от поверхностей принимаем такими же, как для машинного зала r_п = 0,7; r_с = 0,5; r_р = 0,3.

Индекс помещения по (2.17):

По табл. 5-12 [4]: h = 58%; по табл. 4-4к [4] для металлообрабатывающих мастерских Е_н = 300 лк, К_зап =1,5. Тогда по (2.14):

Число светильников в ряду по (2.15):

ламп;

где Ф_ном = 5220 лм для ЛБ мощностью 80 Вт

Общее число ламп - 52. Выбираем лампу типа ЛБ мощностью 80 Вт. При установке этих ламп расхождение расчетного и номинального светового потока составляет 1,92%, что допустимо.

Длина непрерывного ряда светильников: l _ряда = N × L_{c в} = 13×1,625 = 21,125 м.

Определим остаток расстояния и превратим в равные разрывы между светильниками:

l _{o ст} = L_мас - l _ряда = 22 – 21,125 = 0,825 м, (2.20)

l_{разрыва} = l _ocm /N = 0,825/13 = 0,067 м. (2.21)

Расчетная осветительная нагрузка мастерской по (2.19):

Р_о.мас. = (52x0,08)×1×1,35 = 5,616 кВт.

Для люминесцентных светильников cosj = 0,9 (tgj = 0,484).

Q_о.мас. = P_{o .м ac} × tgj = 5,616 • 0,484 = 2,718 кВар. (2.22)

Общая мощность осветительной нагрузки по насосной станции в целом:

Р_о = Р_о.м.з. + Р_о.мас = 8,36 + 5,616 = 13,976 кВт, (2.23)

Q_o = Q_o.м.з. + Q_{o .м ac} = 14,48 + 2,718 = 17,198 кВар, (2.24)

(2.25)

При расчете осветительной нагрузки по методу удельной мощности получили завышенное значение, поэтому в дальнейших расчетах будем использовать значение расчетной осветительной нагрузки, определенное по методу коэффициента использования.

2.4 Определение в выбор типа в числа электродвигателей для

электропривода мостового крана

2.4.1 Электропривод механизма подъемной установки

мостового крана

Механизмы подъемной установки предназначены для подъема и опускания груза, оборудования и так далее при наматывании или сматывании каната на барабан лебедки. Кинематическая схема механизма подъема приведена на рис. 2.3.

В качестве электропривода механизма подъема преимущественное распространение получили асинхронные двигатели с фазным ротором и двигатели постоянного тока.

При пуске на участке разгона используется многоступенчатый реостат с числом ступеней не более 5 - 6.

При торможении в зависимости от величины и знака тормозного усилия используется двигательный режим при работе двигателя на реостатной характеристике или электродинамическое торможение с наложением электромеханического тормоза для окончательной остановки привода.

Для выбора мощности электропривода воспользуемся техническими данными механизма подъема:

- грузоподъемность G = 450 кН;

- вес грузозахватного устройства G_o = 15 кН;

- скорость подъема и опускания груза u = 0,28 м/с;

- диаметр барабана D_б = 0,6 м;

- ускорение и замедление при работе с грузом а₁ = 0,3 м/c² ;

- ускорение и замедление при работе без груза а₀ = 0,35 м/с² ;

- кратность полиспаста i_n = 5;

- передаточное число редуктора i_p = 15,6;

- длительность цикла t_ц = 600 с;

- к.п.д. редуктора h_р = 0,85;

- к.п.д. полиспаста h_n = 0,98;

- к.п.д. барабана h_б = 0,95;

- высота подъема Н = 4м.

Определение продолжительности включения (ПВ) электродвигателя.

Время пуска (торможения) двигателя с грузом и без груза [6]:

(2.25)

(2.26)

Средняя скорость передвижения груза (грузозахватного устройства) за время пуска и торможения [6]:

(2.27)

Путь, пройденный грузом (грузозахватным устройством) за время пуска и торможения [6]:

l_{p 1,2} = 2×u_{c . p .1,2} × t_{n 1,2} = 2 × 0,14 × 0,933 = 0,26 м; (2.28)

l_{p 3,4} = 2×u_{c . p .3,4} × t_{n 3,4} = 2 × 0,14 × 0,8 = 0,224 м; (2.29)

Путь, приходящийся на движение груза (грузозахватного устройства) при установившейся скорости [6]:

l_{у 1,2} = Н - l_{p 1,2} = 4 – 0,26 = 3,74 м; (2.30)

l_{у 3,4} = Н - l_{p 3,4} = 4 – 0,224 = 3,776 м; (2.31)

Время подъема груза (грузозахватного устройства) с установившейся скоростью [6]:

(2.32)

(2.33)

Время работы с грузом и без груза:

t_1.2 = t_n1.2 + t_y1.2 + t_тl1.2 = 0,933+13,357+0,933 = 15,223 с; (2.34)

t_3,4 = t_n3,4 + t_y3,4 + t_тl3,4 = 0,8+13,486+0,8 = 15,086 с; (2.35)

Расчетная продолжительность включения [6]:

(2.36)

Расчет и приведение к валу двигателя моментов сопротивления.

Момент статической нагрузки при поднятии грузозахватного устройства с грузом [6]:

(2.37)

где h_пр = h_{р ×} h_{n ×} h_б = 0,85×0,98×0,95 = 0,791

Момент статической нагрузки при опускании грузозахватного устройства с грузом [6]:

(2.38)

Момент статической нагрузки при подъеме грузозахватного устройства без груза [6]:

(2.39)

где h’_пр = 0,21 при (2.40)

Момент статической нагрузки при опускании грузозахватного устройства без груза [6]:

(2.41)

Предварительный выбор мощности электродвигателя.

Предварительный выбор двигателя производится по статическому среднеквадратичному (эквивалентному) моменту [6]:

Учтем неизвестную на данном этапе динамическую составляющую нагрузки с помощью коэффициента запаса К_з (примем К_з = 1,1) [6]:

M_{экв.рас} = К_з •М_экв = 1,1 ×1343,6 = 1477,96 H×м . (2.42)

Требуемая номинальная скорость двигателя [6]:

(2.43)

Определим частоту вращения вала двигателя [6]:

(2.44)

Эквивалентная расчетная мощность электродвигателя [6]:

Р_{экв.рас} = М_{экв.рас} × w_н × 10^-3 = 1477,96 × 72,8 × 10^-3 = 107,6 кВт. (2.45)

Пересчитанная на стандартную продолжительность включения (ПВн=40%) мощность [6]:

(2.46)

Выбираем асинхронный электродвигатель с фазным ротором типа 4МТН280М8 [8].

Каталожные данные двигателя:

- номинальная мощность Р_2н = 75 кВт;

- номинальная частота вращения n_н = 725 об/мин;

- коэффициент мощности cosj_H = 0,82;

- напряжение статора U₁ = 380 В;

- напряжение ротора U₂ = 227 В;

- сила тока статора I₁ = 154 А;

- сила тока ротора I₂ = 165 А;

- максимальный момент М_к = 2940 Н×м;

- момент инерции J_p = 4,1 кг×м² .

Уточненный выбор мощности двигателя.

Уточненная частота вращения [6]:

(2.47)

Радиус приведения кинематической цепи между двигателем и исполнительным механизмом [6]:

(2.48)

Суммарный приведенный момент инерции для нагруженного и ненагруженного механизма [6]:

Динамические моменты для нагруженного и ненагруженного механизма [6]:

(2.49)

(2.50)

Определим моменты сопротивления двигателя при пуске, установившемся режиме и при торможении для нагруженного и ненагруженного механизма.

При подъеме с грузом [6]:

М_{n 1} = М_ст1 + М_дин1 = 2261 + 392,8 = 2653,8 Н×м; (2.51)

М_у1 = M_{c т1} = 2653,8 Н×м;

М_т1 = M_cт1 – М_дин1 = 2261 – 392,8 = 1868,2 Н×м. (2.52)

При опускании с грузом [6]:

М_{n 2} = М_ст2 + М_дин1 = 1414,673 + 392,8 = 1807,473 Н×м; (2.53)

М_у2 = M_{c т2} = 1414,673 Н×м;

М_т2 = M_cт2 – М_дин1 = 1414,673 – 392,8 = 1021,873 Н×м. (2.54)

При подъеме без груза [6]:

М_{n 3} = М_ст3 + М_дин2 = 274,725 + 400,4 = 675,125 Н×м;

М_у3 = M_{c т3} = 274,732 Н×м;

М_т3 = M_cт3 – М_дин2 = 274,265 – 400,4 = -125,675 Н×м.

При опускании без груза [6]:

М_{n 4} = М_ст4 + М_дин2 = 12,115 + 400,4 = 412,515 Н×м;

М_у4 = M_{c т4} = 12,115 Н×м;

М_т4 = M_cт4 – М_дин2 = 12,115 – 400,4 = -388,625 Н×м.

Эквивалентный момент двигателя при ПВ_рас [6]:

где a = 0,75 - коэффициент, учитывающий ухудшение охлаждение двигателя при пуске и торможении.

Эквивалентный момент двигателя при стандартной продолжительности включения (ПВ_н = 40%) [6]:

(2.55)

Номинальный момент двигателя:

(2.56)

Выбранный двигатель проходит по нагреву, так как условие

М_н.дв (987,931) > М_экв (687,674) выполняется. Двигатель также проходит по перегрузочной способности, то есть выполняется условие М_к (2940 Н×м) > М_п1 (2653,8 Н×м).

2.4.2 Электропривод механизма передвижения тележки мостового крана

Механизм передвижения предназначен для транспортировки различных грузов и может состоять из одного или двух электродвигателей, которые передают движение через редуктор на ходовые колеса, осуществляющие перемещение по рельсовым путям тележки.

Разгон и торможение происходят с постоянным ускорением, величина которого ограничивается технологическими факторами и условием отсутствия пробуксовки колес.

Кинематическая схема механизма передвижения тележки.

Для выбора мощности электропривода воспользуемся техническими данными механизма передвижения тележки:

- грузоподъемность G = 450 кН;

- скорость передвижения тележки u = 0,5 м/с² ;

- диаметр ходового колеса D_k = 0,4 м;

- диаметр цапф (подшипников) колес d = 0,095 м:

- ускорение/замедление a = 0,15 м/с² ;

- передаточное число редуктора i_p = 31,5:

- длительность цикла t_ц = 180 с;

- к.п.д. механизма h_м = 0,85;

- путь передвижения тележки L = 20,5 м.

Для выбора мощности электропривода тележки необходимо также знать вес тележки. Вес тележки грузоподъемностью 5 - 50 т. можно рассчитать по следующей формуле [8]:

m_m = m₀ + k_m × Q^a (2 .57)

где m_o , k_m , a- коэффициенты, зависящие от режима работы крана:

Q - грузоподъемность, m.

Вес тележки по (2.14):

(2.58)

Определение продолжительности включения электродвигателя тележки. Время пуска (торможения) двигателя с напруженной и с нагруженной тележкой [6]:

Средняя скорость передвижения тележки за время пуска и торможения [6]:

Путь нагруженной тележки при пуске и торможении [6]:

Путь ненагруженной тележки при пуске и торможении [6]:

Путь нагруженной тележки при установившейся скорости [6]:

Путь ненагруженной тележки при установившейся скорости [6]:

Время движения нагруженной тележки с установившейся скоростью [6]:

Время движения ненагруженной тележки с установившейся скоростью [6]:

Расчетная продолжительность включения электродвигателя тележки [6]:

Расчет и приведение к валу двигателя моментов сопротивления.

Момент статической нагрузки (Н м) при движении с грузом [6, 7]:

где К_р - коэффициент трения реборд ходовых колес механизмов передвижения о рельсы;

m - коэффициент трения подшипников ходовых колес механизмов передвижения;

f - коэффициент трения качения ходовых колес механизмов передвижения, м;

Значение коэффициентов К_р , m и f приведены в таблице [7].

(2.59)

Момент статической нагрузки при движении без груза [6,7]:

(2.60)

Предварительный выбор мощности электродвигателя.

Предварительный выбор двигателя производится по статическому среднеквадратичному (эквивалентному) моменту [6]:

Учтем на данном этапе неизвестную динамическую составляющую нагрузки с помощью коэффициента запаса К_з [6]:

М_{экв.рас} = К_з • М_экв = 1.5 • 45,8 = 68,7 Н×м. (2.62)

Требуемая номинальная скорость двигателя [6]:

(2.63)

Частоту вращения вала двигателя [6]:

Эквивалентная расчетная мощность электродвигателя [6]:

Пересчитанная на стандартную продолжительность включения (ПВ_н = 40%) мощность [6]:

Выбираем асинхронный электродвигатель с фазным ротором типа 4MTF 132 L6 [8].

Каталожные данные двигателя:

- номинальная мощность Р_2н = 5,5 кВт;

- номинальная частота вращения n_н = 915 об/мин;

- коэффициент мощности соsj_н =0,74;

- напряжение статора U₁ =380 В;

- напряжение ротора U₂ = 213 В;

- сила тока статора I₁ = 14,8 А;

- сила тока ротора I₂ = 183 А;

- максимальный момент М_к = 135 Н×м;

- момент инерции J_p = 0,11 кг×м² .

Уточненный выбор мощности двигателя.

Уточненная частота вращения [6]:

Радиус приведения кинематической цепи между двигателем и исполнительным механизмом [6]:

Суммарный приведенный момент инерции для нагруженного и ненагруженного механизма [6]:

Динамические моменты для нагруженного и ненагруженного механизма [6]:

Моменты сопротивления двигателя при пуске и торможении с грузом [6]:

;

Моменты сопротивления двигателя при пуске и торможении без груза [6]:

;

Эквивалентный момент двигателя при ПВ_рас [6]:

Эквивалентный момент двигателя при стандартной продолжительности включения (ПВн = 40%) [6]:

Номинальный момент двигателя:

Выбранный двигатель проходит по нагреву, так как условие М_н.дв (57,4 Н м) > М_экв (52,94 Н м) выполняется. Двигатель также проходит по перегрузочной способности, то есть выполняется условие М_к (135 Н×м) > М_п1 (116,38 Н×м).

2.4.3. Электропривод механизма передвижения моста.

Механизм передвижения моста и механизм передвижения тележки принципиально не отличается, то есть кинематические схемы передвижения аналогичны.

Для выбора мощности электропривода воспользуемся техническими данными механизма передвижения моста:

- грузоподъемность G = 450 кН;

- скорость передвижения моста u = 1,1 м/с² ;

- диаметр ходового колеса D_k = 0,71 м;

- диаметр цапф (подшипников) колес d = 0,2 м;

- ускорение/замедление а = 0,18 м/с² ;

- передаточное число редуктора i_p = 20;

- длительность цикла t_ц = 180 с;

- к.п.д. механизма h_м ⁼ 0,8;

- путь передвижения тележки L = 37,5 м;

- длина пролета L_n = 21 м.

Для выбора мощности электропривода механизма передвижения моста необходимо также знать вес крана. Вес (т) крана грузоподъемностью 40-50 т можно рассчитать по следующей формуле [8]:

m_кр = k×(L_n + 20), (2.64)

где k - коэффициент, зависящий от режима работы крана.

Вес крана по (2.15):

m_m = 1,15×(21 + 20) = 47,15 m,

G_kp = m_кр ×g = 47,15 • 9.81 » 463 кН.

Определение продолжительности включения электродвигателя тележки.

Время пуска (торможения) двигателя нагруженного и ненагруженного механизма передвижения моста [6]:

Средняя скорость механизма передвижения моста за время пуска и торможения [6]:

Путь нагруженного механизма передвижения моста при пуске и торможении [6]:

Путь ненагруженного механизма передвижения моста при пуске и торможении [6]:

Путь нагруженного механизма передвижения моста при установившейся скорости [6]:

Путь ненагруженного механизма передвижения моста при установившейся скорости [6]:

Время движения нагруженного механизма передвижения моста с установившейся скоростью [6]:

Время движения ненагруженного механизма передвижения моста с установившейся скоростью [6]:

Расчетная продолжительность включения электродвигателя [6]:

Расчет и приведение к валу двигателя моментов сопротивления.

Момент статической нагрузки при движении с грузом [6, 7]:

Момент статической нагрузки при движении без груза [6, 7]:

Предварительный выбор мощности электродвигателя.

Предварительный выбор двигателя производится по статическому среднеквадратичному (эквивалентному) моменту [6]:

Учтем на данном этапе неизвестную динамическую составляющую нагрузки с помощью коэффициента запаса К_з [6]:

М_{экв.рас} = К_з • М_экв = 1,5 ×176,41 = 264,62 Н×м.

Требуемая номинальная скорость двигателя [6]:

Частоту вращения вала двигателя [6]:

Эквивалентная расчетная мощность электродвигателя [6]:

.

Пересчитанная на стандартную продолжительность включения (ПВн=40%) мощность [6]:

Выбираем асинхронный двигатель с фазным ротором типа 4МТН 200LB8 [8].

Каталожные данные двигателя:

- номинальная мощность Р_2н = 22 кВт;

- номинальная частота вращения n_н = 715 об/мин;

- коэффициент мощности cosj_н =0,7;

- напряжение статора U₁ = 380 В;

- напряжение ротора U₂ = 241 В;

- сила тока статора I₁ = 57 А;

- сила тока ротора I₂ = 59 А;

- максимальный момент М_к = 800 Н×м;

- момент инерции J_p = 0,68 кг×м² .

Уточненный выбор мощности двигателя.

Уточненная частота вращения [6]:

Радиус приведения кинематической цепи между двигателем и исполнительным механизмом [6]:

.

Суммарный приведенный момент инерции для нагруженного и ненагруженного механизма [6]:

Динамические моменты для нагруженного и ненагруженного механизма [6]:

.

.

Моменты сопротивления при пуске и торможении с грузом [6]:

;

.

Моменты сопротивления при пуске и торможении без груза [13]:

;

Эквивалентный момент сопротивления при ПВрас [13]:

Эквивалентный момент двигателя при стандартной продолжительности включения (ПВ_н =40%) [6]:

Номинальный момент двигателя:

Выбранный двигатель проходит по нагреву, так как условие М_н.дв (293,85 Н м) > М_экв (240,84 Н м) выполняется. Двигатель также проходит по перегрузочной способности, то есть выполняется условие 0,81 •М_к (648,3 Н×м) > М_п1 (530,8 Н×м).

2.5 Выбор мощности двигателей пожарных насосов

Выше упоминалось, что в машинном зале для ликвидации пожара устанавливаются два пожарных насоса по бокам главных ворот. Пожарные насосы постоянно находятся в работе, то есть они работают в режиме циркуляции, поддерживая давление в трубопроводе.

Для привода пожарных насосов выбираем асинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором типа 4А112 М2У3 [3].

Каталожные данные электродвигателя:

- номинальная мощность Р_н = 7,5 кВт;

- номинальное напряжение U_н =380 В;

- номинальный коэффициент мощности соsj_н ⁼ 0.88;

- номинальный к.п.д. h_н = 87,5 %;

- синхронная скорость n_о = 3000 об/мин;

- номинальное скольжение S_н = 2,6 %;

- кратность пускового тока I_п /I_н = 7.5;

- кратность максимального момента М_mах /М_н = 2_. 2;

- кратность пускового момента М_п /М_н = 2.

2.6 Электрооборудование мастерской

В конструкциях насосных установок имеется множество металлических деталей, которые при эксплуатации подвергаются термическому и механическому воздействию, и как следствие этого процесса они изнашиваются. Для изготовления простых новых деталей, и поддержания старых в нормальном состоянии, а также для плановых и аварийных ремонтов узлов и агрегатов машин в мастерской устанавливается группа металлообрабатывающих станков и сварочных трансформаторов.

Перечень устанавливаемого оборудования:

- один сверлильный станок типа 2Н150. Станок предназначен для сверления, рассверливания, зенкования, развертывания и подрезания торцов.

Электродвигатели:

1) привод главного движения (4А132S4У3):

Р_н =7,5 кВт; h_н =0,875; соsj_н =0,86; К_п =7,5;

2) привод насоса охлаждения (4АА50В2У3):

Р_н =0,12 кВт; h_н =0_. 63; cosj_н = 0_. 7; К_п = 4.

Габариты станка (длина х ширина х высота) 1293х 875х3090 мм.

- два токарно-винторезных станка типа 1М63 для выполнения токарных и винторезных работ по черным и цветным металлам, точения конусов, нарезания резьб.

Электродвигатели:

1) привод главного движения (4А160S4У3):

Р_н = 15 кВт; h_н =0,885; cosj_н =0.88; К_п = 7;

2) привода быстрого хода каретки (4А80А4У3):

Р_н = 1,1 кВт; h_н =0_. 75; cosj_н = 0_. 81; К_п = 5;

3) привод насоса охлаждения (4АА50В2У3):

Р_н = 0,12 кВт; h_н = 0,63; cosj_н = 0_. 7; К_п = 4.

Габариты станка (длина х ширина х высота) 3530х1680х1290 мм.

- один фрезерный станок типа М654 для обработки плоскостей на изделиях из стали, чугуна и легких сплавов торцовыми, концевыми и фасонными фрезами.

Электродвигатели:

1) привод главного движения (4А160S4УЗ):

Р_н = 15 кВт; h_н = 0,885; cosj_н = 0,88; К_п = 7;

2) привод подачи (4A100L4У3):

Р_н = 4 кВт; h_н = 0,84; cosj_н = 0,84; К_п = 6.

Габариты станка (длина х ширина х высота) 2890х3165х3140 мм.

- один круглошлифовальный станок типа 3Б161, предназначенных для шлифования цилиндрических и пологих конических поверхностей изделий.

Электродвигатели:

1) привод шлифовального круга (4А132S4У3):

Р_н = 7,5 кВт; h_н = 0,875; cosj_н = 0,86; К_п = 7,5;

2) привод изделия (4А71В4У3):

Р_н = 0,75 кВт; h_н = 0,72; cosj_н = 0,73; К_п = 4,5;

3) привод гидропресса (4А90L6У3):

Р_н = 1,5 кВт; h_н = 0,75; cosj_н = 0,74; К_п = 4,5;

4) привод насоса охлаждения (4АА50В2У3):

Р_н = 0,12 кВт; h_н = 0,63; cosj_н = 0,7; К_п = 4.

Габариты станка (длина х ширина х высота) 4100х2100х1560 мм.

- один обдирочно-шлифовальный станок типа 3М-636 для заточки режущих инструментов.

Электродвигатели:

1) главный привод (4А132S4У3):

Р_н = 7,5 кВт; h_н = 0,875; cosj_н = 0,86; К_п = 7,5.

- два сварочных трансформатора типа ТСД-2000-2: S_н = 162 кВА; h_н = 0,9; cosj_н = 0,62;

2.7 Определение суммарной электрической нагрузки

насосной станции

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

При проектировании системы электроснабжения или анализе режимов ее работы потребители электроэнергии (отдельный приемник электроэнергии, группа приемников, цех или завод в целом) рассматривают в качестве нагрузок. Различают следующие виды нагрузок: активную мощность Р, реактивную мощность Q, полную мощность S и ток I.

В практике проектирования систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок, которые подразделяют на основные и вспомогательные. В первую группу входят методы расчета по:

- установленной мощности и коэффициенту спроса;

- средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статистический метод);

- средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок;

- средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных

диаграмм).

Вторая группа включает в себя методы расчета по:

- удельному расходу электроэнергии на единицу продукции при заданном объеме выпуска продукции за определенный период времени;

- удельной нагрузке на единицу производственной площади.

Применение того или иного метода определяется допустимой погрешностью расчетов.

Определим расчетные нагрузки насосной станции по методу коэффициента спроса. Для определения расчетных нагрузок по этому методу необходимо знать установленную мощность Р_н группы приемников и коэффициенты мощности cosj и спроса К_с данной группы, определяемые по справочным материалам [9, 10]. Данный метод расчета является приближенным, поэтому его применение рекомендуют для предварительных расчетов и определения общезаводских нагрузок.

Расчетную нагрузку группы однородных по режиму работы приемников определяют по формулам [5]:

; (2.65)

; (2.66)

; (2.67)

где tgj соответствует cosj данной группы приемников.

Определим расчетную нагрузку для группы электроприемников (ЭП) — пожарные насосы.

Расчетные нагрузки группы ЭП по (2.65), (2.66) и (2.67) соответственно:

Р_р = 0,8 ×15 = 12 кВт;

Q_p = 12 × 0,54 = 6,48 кВар;

Определим расчетную нагрузку для группы ЭП, работающих в повторно-кратковременном режиме (ПКР) — сварочные трансформаторы.

Р_н = S_н × cosj_н = 162 × 0,62 = 100,44 кВт;

Определим расчетную нагрузку для группы ЭП, работающих в повторно-кратковременном режиме (ПКР) — сварочные трансформаторы.

Р_н = S_н × cosj_н = 162 × 0,62 = 100.44 кВт;

Расчетные нагрузки группы ЭП по (2.16), (2.17) и (2.18) соответственно:

Р_р = 0,4 •155,6 = 62,24 кВт;

Q_p = 62,24 × 1,265= 78,733 кВар;

Для остальных групп ЭП расчеты сведены в табл. 2.1.

Суммарные активные и реактивные нагрузки, по насосной станции в целом, рассчитываются по следующим формулам [11]:

P_{å M} = ( P_{å M0,4} + P_{å M10} ) × K_{p м} + DP_m (2.68)

Q_{å M} = ( Q_{å M0,4} + Q_{å M10} ) × K_{p м} + DQ_m (2.69)

где P_{å M 0,4} и Q_{å M 0,4} - суммарная активная и реактивная расчетная нагрузка ЭП напряжением 0_. 4 кВ;

P_{å M 10} и Q_{å M 10} - суммарная активная и реактивная расчетная нагрузка ЭП напряжением 10 кВ;

DР_т , DQ_т - потери мощности в цеховых трансформаторах;

К_рм - коэффициент разновременности максимумов нагрузок отдельных групп приемников.

Потери в трансформаторах цеховых подстанций DР_т и DQ_т можно определить приближенно, по суммарным значениям нагрузок напряжением до 1000 В [5,11]:

DР_т = 0,02 • S_{å M0,4} = 0,02 × 250,396 = 4,547 кВт;

DQ_m = 0,1 × S_{åM0 ,4} =0,1 × 250,396 = 22,736 кВар.

По (2.68): Р_{å M} = (190,871 + 16000) • 1 + 4,547 = 16169,243 кВт.

При реальном проектировании энергосистема задает экономическую (близкую к оптимальной) величину реактивной мощности О_э » 0,3 × P_{å M} в часы максимальных (активных) нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителя.

Q_э = 0,3 × P_{å M} = 0,3 × 16169,243 = 4850,773 кВар.

По этой величине, исходя из баланса реактивных нагрузок на шинах (6-10 кВ) пункта приема электроэнергии (ППЭ), определяется величина компенсирующих устройств:

Q_ку = Q_{å M} - Q_э .

В тех случаях, когда величина Q_ку получается менее 300 кВар, равна нулю или принимает отрицательное значение, то компенсирующих устройств не требуется.

Полная расчетная мощность в общем случае определяется по выражению:

На насосной станции основными ЭП являются синхронные двигатели (СД). Отличительной особенностью СД от других типов электродвигателей является то, что они могут работать с опережающим cosj, то есть выдавать в сеть реактивную мощность, минимальную величину которой по условию устойчивой работы СД можно определить по следующей формуле [5, 10]:

; (2.70)

где Р_н - номинальная активная мощность СД, кВт;

К_з — коэффициент загрузки СД по активной мощности;

tgj_н — номинальный коэффициент реактивной мощности.

По (2.70): Q_{сд. min} = (8 • 2000) • 0,925 • (-0,484) = -7163,2 кВар.

Как видно из табл.2.1 насосная станция потребляет реактивную мощность Q_{å M 0,4} = 162,07 кВар, но учитывая, что насосная станция работает на нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ), на котором большое количество потребителей реактивной мощности предполагается, что СД будут выдавать реактивную мощность потребителям НПЗ.

Тогда по (2.69): Q_{å M} = (162,07 –7163,2) • 1 + 22,736 = -6991,736 кВар.

Полная расчетная мощность в данном случае:

Средневзвешенный коэффициент мощности:

(2.71)

На рис.2.5 - 2.12 приведены графики нагрузок для отдельных групп ЭП и насосной станции в целом.

Насосная станция подает воду на НПЗ, технологический процесс непрерывный, станция работает в 3 смены без выходных дней.

Число часов использования максимума нагрузки насосной станции по рис.2.13:

где Р_max - максимальная активная мощность, потребляемая электроприемниками насосной станции.

Для сравнения, определения расчетную нагрузку насосной станции методом математической статистики. По этому методу расчетную нагрузку группы электроприемников определяют двумя показателями: средней нагрузкой Рср и среднеквадратическим отклонением s_ср.кв из уравнения [5]:

Для сравнения, определения расчетную нагрузку насосной станции методом математической статистики. По этому методу расчетную нагрузку группы электроприемников определяют двумя показателями: средней нагрузкой Рср и среднеквадратическим отклонением s_ср.кв из уравнения [5]:

(2.72)

где b - принятая кратность меры рассеяния.

При выборе параметров токоведущих частей без учета теплового износа изоляции принимается расчетное значение b_р = +2.5, то есть расчетная нагрузка в этом случае равна:

Р_р = Р_ср + 2,5 × s_ср.кв. . (2.73)

Средняя нагрузка определяется по формуле:

(2.74)

Среднеквадратичная нагрузка определяется по выражению:

(2.75)

Среднеквадратичное отклонение для группового графика нагрузок определяется по формуле:

(2.76)

Суточный график нагрузок насосной станции представлен на рис. 2.12 (табл. 2.9). По суточному графику нагрузок определяем значения Р_ср и Р_ср.кв .

При расчете нагрузок методом математической статистики в качестве максимальной (100% - ной) нагрузке принимаем сумму номинальных мощностей всех электроприемников насосной станции (см. табл. 2.11).

Таблица 2.11

Средняя нагрузка по (2.74):

Среднеквадратичная нагрузка по (2.75):

Среднеквадратичное отклонение по (2.76):

Расчетная нагрузка по (2.73):

Расчётное значение нагрузки по методу математической статистики получилось больше, чем по методу коэффициента спроса поэтому в дальнейших расчетах будем использовать значение расчетной нагрузки, определенное по методу коэффициента спроса.

3 Выбор системы питания

3.1 Выбор типа пункта приема электроэнергии

Система электроснабжения любого промышленного предприятия может быть разделена на две подсистемы: питания, распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередач (ЛЭП) и пункт приема электроэнергии (ППЭ), состоящий из устройства высшего напряжения (УВН), силовых трансформаторов и распределительного устройства низшего напряжения (РУНН).

ППЭ называется электроустановка, служащая для приема электроэнергии от источника питания (ИП) и распределяющая (или преобразующая и распределяющая) ее между электроприемниками предприятия непосредственно или с помощью других электроустановок. Число и тип ППЭ зависят от мощности потребляемой предприятием и от характера размещения электрических нагрузок на его территории.

При близости ИП к потребителям электроэнергии с суммарной потребляемой мощностью в пределах пропускной способности линий 6-10 кВ электроэнергия подводится к РП, которые служат для приема и распределения электроэнергии без ее преобразования или трансформации. От РП электроэнергия распределяется по цеховым ТП 6-10/0,4-0,69 кВ и подводится также к высоковольтным электроприемникам 6 -10 кВ. В этих случаях напряжения питающей и распределительных сетей совпадают.

ГПП называется подстанция, получающая питание от энергосистемы и преобразующая и распределяющая электроэнергию на более низком напряжении (6-35 кВ) по предприятию или по отдельным его районам.

ПГВ называется подстанция с первичным напряжением 35 - 220 кВ, выполненная, как правило, по упрощенным схемам коммутации на первичном напряжении, получающая питание непосредственно от энергосистемы или от УРП данного предприятия или предназначенная для питания отдельного объекта (цеха) или района.

В качестве ППЭ выбираем ПГВ.

3.2 Выбор трансформаторов ППЭ

Выбор трансформаторов ППЭ производится согласно ГОСТ 14209-85, то есть по расчетному максимуму нагрузки S_{å m} по насосной станции намечаются два стандартных трансформатора (первичное напряжение 35-220 кВ, вторичное 6-10 кВ).

Намеченные трансформаторы проверяются на эксплуатационную (систематическую) и послеаварийную перегрузки. В ряде случаев проверка на эксплуатационную перегрузку не имеет смысла, тогда проверка ведется только по послеаварийному режиму.

Трансформаторы ПГВ могут иметь мощности 4-80 МВА и всегда принимаются с регулированием под нагрузкой (РПН).

Определяем номинальную мощность трансформаторов по условию [5]:

Предварительно принимаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000 с S_{ном. m} = 10 000 кВА.

Определим среднеквадратичную полную мощность по суточному графику нагрузок насосной станции (рис.2.12) по одной из следующих формул [12]:

(3.1)

(3.2)

где cosj_с.в. - средневзвешенный коэффициент мощности.

Полная среднеквадратичная мощность по (3.2)

Так как, S_cp.кв (17502,7 кВА) < 2×S_ном.т (20000 кВА), то проверки на эксплуатационную перегрузку не требуется.

Проверка по послеаварийному режиму.

Определим начальную нагрузку К1 эквивалентного графика из выражения [13]:

(3.3)

где S_i - полные мощности (из графика нагрузок) при которых трансформатор недогружен, то есть S_i < S_{ном. m} ;

t_i — интервачы времени, в которые трансформатор недогружен.

В данном случае К₁ = 0.

Определим предварительное значение нагрузки К₂ ' эквивалентного графика нагрузки из выражения [13]:

где S_i ' — полные мощности (из графика нагрузок) при которых трансформатор перегружен, то есть Si' > S_{ном. m} ;

h_i - интервалы времени, в которые трансформатор перегружен.

В данном случае

Сравним предварительное значение К₂ ' с К_mах исходного графика; если К₂ '³0,9 × К_mах , то принимаем К₂ = К₂ '; если К₂ ' < 0,9 × К_mах , то принимаем К₂ = 0,9 × К_mах .

Тогда К₂ = К₂ ' = 1,75

Для перегрузки t_п = 24 часа (по графику нагрузок), К₁ = 0, системы охлаждения трансформатора «Д» и среднегодовой температуры региона +8.4°С (для Омска) К_2доп = 1,4 [13, 14].

В данном случае К₂ > К_2доп . Таким образом, трансформаторы типа ТДН-10000 не удовлетворяют условиям выбора. Берём более мощный трансформатор ТДН – 16000 с S_ном.т = 16000 кВА.

S_cp.кв (17502,7 кВА) < 2×S_ном.т (32000 кВА).

Тогда К₁ = 0, а , отсюда:

Так как К₂ ’ > 0,9 К_max , то К₂ = К₂ ' = 1,09.

Выбранный трансформатор ТДН – 16000 удовлетворяет условию К₂ < К_2доп .

3.3 Выбор УВН и рационального напряжения

Для выбора УВН и рационального напряжения питания необходимо наметить несколько вариантов возможных технических решений, лучший из которых определяется на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

Чтобы наметить варианты рационального напряжения для ТЭР воспользуемся формулой [15]:

где P_{å m} - расчетная активная мощность, МВт;

l - расстояние от ИП до ППЭ, км.

Рациональное напряжение для расстояния 1 = 4 км и расчетного максисмума P_{å M} =16,190 МВт находится в пределах 35 -110 кВ, таким образом для рассмотрения намечаем варианты с напряжением 35 и 110 кВ.

При выборе УВН учитываются следующие факторы:

- расстояние до системы;

- уровень надежности потребителей;

- вид схемы питания: радиальная, магистральная и т.п.;

- окружающая среда:

- особые условия надежности.

При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории предприятии, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.

Для предприятий средней и большой мощности, получающих питание от районных сетей 35, 110, 220 и 330кВ, широко применяют схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенных близко от питаемых ими нагрузок. Обычно ПГВ выполняются на первичном напряжении 35-220кВ без сборных шин.

Наибольшее распространение получили следующие схемы:

– схема отделитель-короткозамыкатель при питании предприятия по магистральной линии и разъединитель-короткозамыкатель при питании по радиальной линии. В данной схеме отключающий импульс от релейной защиты подается на короткозамыкатель, который создает искусственное короткое замыкание, что приводит к отключению головного выключателя линии. При питании по магистральной линии отделитель во время безтоковой паузы срабатывает, отделяя УВН от линии, и через выдержку времени устройство автоматического повторного включения (АПВ) на головном выключателе подает на него включающий импульс и линия вновь включается, обеспечивая электроснабжение оставшихся потребителей. При радиальной схеме устройство АПВ на головном выключателе не устанавливается, следовательно отделитель в схеме не нужен. Применение данной схемы, при малых расстояниях от подстанции до короткозамыкателя (до 5 км), не рекомендуется из-за возникновения километрического эффекта;

– схема глухого присоединения линии к трансформатору через разъединитель является более дешевой по сравнению с предыдущей при малых расстояниях (рис.3.1а). Отключающий импульс в данной схеме подается по контрольному кабелю на головной выключатель;

– в последнее время широкое распространение получила схема с выключателем на стороне высокого напряжения (рис.3.1б).

В нашем случае, при длине ЛЭП до насосной станции равное 4 км, потребители электроэнергии I категории, подходят две последние, выше указанные, схемы (рис.3.1). Питание осуществляется по радиальным схемам с нормальной окружающей средой.

С учётом вышеперечисленного для рассмотрения в ТЭР намечаем четыре варианта:

1) U = 110 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1а;

2) U = 35 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1а;

3) U = 110 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б;

4) U = 35 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б.

Окончательный вариант выберем на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

Целью технико-экономического расчета является определение приведенных годовых затрат на монтаж и эксплуатацию оборудования. Наиболее экономичным решением электроснабжения является вариант, отвечающий требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты. Если приведенные затраты отличаются на 5-10% (возможная точность расчетов), предпочтение следует отдавать варианту с меньшими капиталовложениями, с лучшими качественными показателями.

При проведении ТЭР критерием оптимальности решения являются меньшие расчетные (приведенные) затраты, определяемые по следующему выражению [14]:

З_i = И_i + Е_н · К_i + У_i , (3.5)

где Е_н = 0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год;

К - капиталовложения в электроустановку, руб/год;

И - годовые издержки производства, руб/год:

И = И_а.о + И_пот , (3.6)

И_а,о = a_а.о × К -амортизационные отчисления и издержки на обслуживание электроустановки (текущий ремонт и зарплата персонала), руб/год;

a_а.о - норма отчислений, о.е;

И_nom - издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой электроустановке, руб/год:

И_пот = И_пот.т – И_пот.л (3.7)

И_пот.т и И_пот.л. - издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередач (ЛЭП) соответственно, руб год.

Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов, руб/год [16]:

(3.8)

где n - число трансформаторов в группе;

DР_х и DР_к - соответственно номинальные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

С_э.х и С_э.к - стоимость 1 кВт×ч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно (см. рис.6.2[16]), руб/(кВт-ч);

Т — время работы трансформаторов (при его работе круглый год Т = 8760 ч/год), ч/год;

S_{å m} - расчетная полная мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, кВА;

S_hom — номинальная мощность трансформатора, кВА;

t - время максимальных потерь, ч/год [5]:

(3.9)

Стоимость потерь энергии для линий, руб/год [16]:

И_пот.л = DЭ_л × С_э (3.10)

Потери энергии в ЛЭП, кВт×ч/год

(3.11)

где S - полная мощность, передаваемая по ЛЭП, ВА;

U — номинальное напряжение ЛЭП, кВ;

г_о — удельное активное сопротивление ЛЭП, Ом/км;

L - длина ЛЭП, км;

n - число параллельно включенных ЛЭП.

Потери энергии в трансформаторах

(3.12)

Ущерб от перерыва электроснабжения определяется по формуле:

У = Т_пер × Р_р ×У_о , (3.13)

где У_о - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб/(кВт-ч);

Т_пер — среднегодовое время перерыва электроснабжения, ч/год;

Р_р - расчетная активная мощность, потребляемая предприятием, кВт.

Для определения времени перерыва электроснабжения необходимо произвести оценку надежности элементов электроснабжения по следующим выражениям [10]:

параметр потока отказов линии или присоединения

(3.14)

среднее время восстановления после отказа одной линии или присоединения

(3.15)

коэффициент аварийного простоя

k_a = l_{a å} × T_{в å} , (3.16)

коэффициент планового простоя

k_n = 1,2× k_{ni . max} ; (3.17)

коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения, соответственно для второй линии

k_2a.n = 0,5 × l_{a å} × k_n npu k_n £ Tв_å ; (3.18)

k_2a.n = k_a × (k_n × 0,5 × Tв_å ) npu k_n > Tв_å ; (3.19)

коэффициент аварийного простоя двух линий или присоединений при одинаковых параметрах надежности

k_nep = k_a ² + 2 • k_{2 a . n} , (3.20)

среднегодовое время перерыва электроснабжения

Т_пер = k_nep • 8760, (3.21)

где l_ai — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения (СЭС), 1/год;

T_{в i} — среднее время восстановления после отказа, лет;

k_{ni . max} — максимальный коэффициент аварийного простоя одного элемента СЭС входящего в данное присоединение, о.е.

ТЭР для варианта №1.

Для того, чтобы учесть капитальные затраты на ЛЭП, необходимо предварительно выбрать сечение провода. При выборе сечения провода необходимо учесть потери мощности в трансформаторах ППЭ.

Каталожные данные трансформатора ТДН-16000/110 [14]:

DР_х = 18 кВт; DР_к = 85 кВт; U_к = 10,5%; I_x = 0,7%; S_ном = 16000 кВА.

Потери мощности при работе двух трансформаторов

Потери мощности при работе одного трансформатора

Расчетная мощность, с учетом потерь мощности в трансформаторах ППЭ, в нормальном и послеаварийном режимах

Выбор сечения проводов ЛЭП.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше, согласно ПУЭ, производится по нагреву расчетным током. Проверка проводится по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможной неравномерности распределения токов между линиями.

Определим расчетный ток нормального и послеаварийного режимов соответственно

(3.22)

Выбираем провод марки АС-70/11 с I_доп = 265 А и сечением F = 70 мм² , так как минимально допустимое сечение по условию потерь на корону согласно ПУЭ 70 мм² .

Сечение провода по экономической плотности тока

(3.23)

где j_э = 1 - экономическая плотность тока при Тmах > 5000 ч [17], А/мм² .

Определим потери напряжения в ЛЭП в послеаварийном режиме:

Для послеаварийного режима допускаются потери напряжения до 10% .

Окончательно выбираем провода марки АС-70/11 с I_доп = 265 А.

ЛЭП на железобетонных опорах.

Капитальные затраты.

К = К_тр + К_ору + К_лэп + К_кл.эп = (2 × 53000) + (2 × 11500) + (2 × 7700 × 4) + (2 × 470 × 4) = = 194360 руб.

Издержки.

Время максимальных потерь по (3.9):

Потери энергии в ЛЭП по (3.11):

По (3.10): И_пот.л = 169183,48 • 0,0075 = 1268,876 руб/год.

Потери энергии в трансформаторах

В данном случае С_эх » С_эк = 0,0075 руб/(кВт-ч), тогда

И_пот.т = DЭ_т • С_э = 729730,74 • 0,0075 = 5472,98 руб / год.

Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления

И_а,о = a_а.оору × К_ору + a_а.о.тр × К_тр + a_а.о.лэп × К_лэп + a_а.о.кл × К_кл =

= 0,094 • 23000 + 0,094 • 106000 + 0.028 • 61600 + 0,073 × 3760 =

= 14125,28 руб/год.

Годовые издержки по (3.6):

И =14125,28 + (5472,98 + 1268,876) = 20867,13 руб /год.

Ущерб.

По (3.13): l_{а å} = 0,01 + 0,088 + 0,008 + 0,06 + 0,01 + 0,2 = 0,332 1/год.

По(3.14):

По (3.15): k_a = 0,332 • 0,01129 = 0,00375 о.е.

По (3.16): k_n = 1,2 • 0,074 = 0,0888 о.е.

По (3.18): k_{2 a . n} = 0,00375 • (0,0888 - 0.5 • 0,01129) = 0,00031 о.е.

По (3.19): k_nep = 0,00375² + 2 • 0,00031 = 0,0000634 о.е.

По (3.20): Т_пер = 0,0000634 • 8760 = 5,55 ч/ год.

По (3.12): У =5,55 • (16169,243 + 87,518) • 0,6 = 54135 руб/ год.

Приведенные затраты по (3.5):

3 = 0,12 • 194360 + 20867,14 +54135 = 98325,34 руб/год.

Для остальных вариантов расчеты сведены в табл.3.1 и табл.3.2.

Согласно рекомендации СН174-75, если затраты варианта с большим напряжением превосходят на 10-12%, то следует принимать вариант с большим напряжением, как наиболее перспективный.

В данном случае по результатам ТЭР проходит четвёртый вариант.

Таблица 3.2 Результаты ТЭР

4 Выбор системы распределения электроэнергии

4.1 Выбор рационального напряжения распределения электроэнергии выше 1000 В

Рациональное напряжение U_{pa ц} распределения электроэнергии выше 1000В предприятия определяется в основном значениями мощности ЭП напряжением 6кВ и 10кВ.

Если мощность ЭП 6кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 10-15%, то U_{pa ц} распределения принимается равным 10кВ, а ЭП 6кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ.

Если мощность ЭП 6кВ составляет от суммарной мощности предприятия более 40%, то U_{pa ц} распределения принимается равным 6кВ.

Если мощность ЭП 6кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15-40%, то необходимо произвести ТЭР.

Кроме того, при выборе U_{pa ц} распределения электроэнергии на напряжении выше 1000В следует учитывать напряжение распределения электроэнергии в электрических сетях до 1000В. В случае применения в последних напряжения 660В предпочтение во многих случаях отдается напряжению 10 кВ.

В данном случае доля мощности ЭП 10 кВ составляет:

поэтому в качестве напряжения распределения принимаем U_{pa ц} = 10 кВ.

4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

Число трансформаторных подстанций (ТП) и мощность их трансформаторов определяется средней нагрузкой цеха (цехов) за наиболее загруженную смену (S_cm ), удельной плотностью нагрузки (при мощности цеха более 1500 кВА) и требованиями надежности электроснабжения.

Для цехов I и II категории принимают двухтрансформаторные ТП, для цехов III категории принимают однотрансформаторные ТП.

Средняя нагрузка цеха за наиболее загруженную смену определяется по следующим формулам

; (4.1)

(4.2)

(4.3)

где К_и - коэффициент использования активной мощности одного или группы ЭП;

Р_н - номинальная (установленная) мощность одного или группы ЭП, кВт;

tgj - коэффициент мощности.

Расчет средней нагрузки S_cm сведен в табл.4.1.

Потребители электроэнергии насосной станции относятся к I, II и III категориям, поэтому ТП принимается двухтрансформаторной.

Определение мощности трансформаторов ТП должно производиться с учетом перегрузочной способности трансформаторов.

При преобладании ЭП I -II категории коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме должен быть в пределах 0,65 – 0,75. Для однотрансформаторных подстанций коэффициент загрузки трансформаторов должен быть в пределах 0.9-1.0.

Номинальная мощность трансформатора определяется по выражению [5]:

(4.4)

где N - количество трансформаторов на ТП;

К_з — коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.

По расчетному значению S_ном.т =125,08 кВА выбираем трансформатор типаТМЗ-160/10

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме

(4.5)

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме

(4.6)

Каталожные данные трансформатора ТМЗ-160/10:

S_HOM = 160 кВА; DР_х = 0,51 кВт; DР_к = 2,65 кВт; I_x = 2.4%; U_K = 4,5%.

Потери мощности в трансформаторах KТП:

Расчетная нагрузка на стороне ВН цеховой ТП [5]:

4.3. Выбор способа канализации электроэнергии на напряжении выше 1000 В, сечения ЛЭП и токопроводов

В промышленных распределительных электрических сетях выше 1000 В в качестве основных способов канализации электроэнергии на напряжение выше 1000 В применяют кабельные ЛЭП и токопроводы.

При незначительных передаваемых мощностях, как правило, применяют кабельные ЛЭП. Если передаваемая в одном направлении мощность при напряжении 6 кВ более (15...20)МВА, а при напряжении 10 кВ - более (25...30)МВА, то без проведения ТЭР принимают токопроводы. При значительных мощностях, передаваемых в одном направлении, но менее вышеуказанных, способ канализации электроэнергии выбирается на основании ТЭР.

Распределение энергии на территории предприятия осуществляется кабельными линиями электропередач (КЛЭП). Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями ПУЭ с учетом нормальных и после аварийных режимов работы электрической сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции.

Допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:

I_доп = К₁ · К₂ ·I_Т (4.7)

где К₁ - поправочный коэффициент для кабелей в зависимости от удельного теплового сопротивления земли.

К₂ - поправочный коэффициент на количество работающих кабелей лежащих рядом в земле.

I_т - допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля, по ПУЭ, для разных марок кабеля.

При прокладке КЛЭП в воздухе поправочные коэффициенты не применяются.

При проверке сечения кабеля по условиям послеаварийного режима для кабелей напряжением до 10кВ необходимо учитывать допускаемую в течение пяти суток на время ликвидации аварии перегрузку в зависимости от вида изоляции.

Допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в послеаварийном режиме определяется по выражению:

I_{доп.ПАР .} = К₁ · К₂ · К₃ · I_Т , (4.8)

где К_З =1,1 - коэффициент допустимой после аварийной перегрузки [17].

Расчетный ток находится по следующему выражению:

(4.8)

где n - число ЛЭП, работающих в нормальном режиме.

(4.9)

Результаты расчетов сведены в таблицу 4.2.

Схема распределения электроэнергии в насосной станции представлена на рис. 4.1.

Кабели прокладываем в каналах пола.

4.4 Выбор числа силовых пунктов и мест их расположения

Для приема и распределения электроэнергии к группам потребителей трехфазного переменного тока промышленной частоты напряжением 380В применяют силовые распределительные шкафы и пункты.

Для цехов с нормальными условиями окружающей среды изготовляют шкафы серии СП-62 и ШРС1-20УЗ защищенного исполнения, а для пыльных и влажных - шкафы серии СПУ-62 и ШРС1-50УЗ закрытого исполнения. Шкафы имеют на вводе рубильник, а на выводах - предохранители типа ПН2 или НПН. Номинальные токи шкафов СП-62 и ШРС1-20УЗ составляют 250 и 400А, шкафов СПУ-62 и ШРС1-50УЗ - 175 и 280А.

Силовые пункты и шкафы выбираются с учетом условий воздуха рабочей зоны, числа подключаемых приемников электроэнергии к силовому пункту и их расчетной нагрузки (расчетный ток группы приемников, подключаемых к силовому пункту, должен быть не больше номинального тока пункта).

Машинный зал.

Потребителями электроэнергии в машинном зале насосной станции являются пожарные насосы, вентиляторы, мостовой кран, калориферы и освещение. Все приемники электроэнергии рассчитаны на трехфазный переменный ток и напряжение 380 В промышленной частоты, по надежности электроснабжения относятся к I, II и III категориям.

Микроклимат на участке нормальный, то есть температура не превышает +30°С, отсутствует технологическая пыль, газы и пары, способные нарушить нормальную работу оборудования.

Учитывая расположение приемников электроэнергии на плане, можно выделить два узла потребителей: первый узел включает в себя три вентилятора машинного зала, вентилятор мастерской, калорифер, пожарный; второй — мостовой кран, вентилятор машинного зала, калорифер, осветительные приборы машинного зала и пожарный насос.

Таблица 4.2 Выбор кабельных ЛЭП

Для распределения электроэнергии по отдельным электроприемникам устанавливаются два силовых пункта СП-4 и СП-3 типа ШРС1-20У3.

Расчетные токи линий, питающих отдельные электроприемники, определяем как сумму номинальных токов двигателей, установленных на электроприемнике, а линий, питающих СП, - по расчетной мощности.

(4.10)

где Р_{н(пв = 100%)} - номинальная мощность ЭП приведенная к ПВ = 100%, кВт;

U_н - номинальное напряжение, кВ;

h - к.п.д. электроприемника;

cosj - коэффициент мощности электроприемника.

I_пуск = К_п × I_н (4.11)

где К_п - кратность пускового тока;

I_н - номинальный ток ЭП, А.

Чтобы определить ток плавской вставки для группы электроприёмников, воспользуемся следующими формулами:

(4.12)

где I_{n .в c} . - ток плавкой вставки. А;

I_{n уск.мах} – наибольший из пусковых токов двигателей группы приёмников, определяемый по паспортным данным;

I_гр.р – расчётный ток группы ЭП,А;

К_и.а. – коэффициент использования, характерный для двигателя, имеющего наибольший пусковой ток (0,12 – 0,14);

I_{ном.мах} – номинальный ток двигателя (приведённый к ПВ=1) с наибольшим пусковым током.

Номинальный ток для группы ЭП, А:

(4.13)

где - среднеарифметическое значение;

- расчётное значение мощности по паспортным данным;

n – количество группы ЭП.

Ток плавкой вставки, защищающей один электродвигатель, определяется по формуле [5]:

(4.14)

a - коэффициент перегрузки, a = 2,5 – при легких пусках.

Все расчеты по выбору СП-4 сведены в табл. 4.3.

Таблица 4.3

Определим расчетный ток линии, питающей СП-4.

Расчетную мощность определяем по методу коэффициента спроса (см. гл.2 табл. 2.1).

Расчетный ток линии, питающей СП-4:

(4.15)

Окончательно выбираем шкаф типа ШРС1-55УЗ с каталожными данными:

- степень защиты IP54;

- номинальный ток шкафа 280 А;

- число отходящих линий и токи предохранителей 4х60+4х100 А;

- размеры (высотахширинахглубина) 1600х500х580 мм.

Произведем аналогичный расчет для СП-3 используя формулы (4.4 - 4.7).

Таблица 4.4

Определим расчетный ток линии, питающей СП-3.

Расчетная мощность определяется по методу коэффициента спроса (см. гл.2 табл. 2.1).

Расчетный ток линии, питающей СП-3:

Окончательно выбираем шкаф типа ШРС1-27УЗ с каталожными данными:

- степень защиты IP22;

- номинальный ток шкафа 400А;

- число отходящих линий и токи предохранителей 5х100-2х250 А;

- размеры (высотахширинахглубина) 1600х700х580 мм.

Мостовой кран запитывается отдельно от шкафа типа ЯБПУ со встроенным предохранителем типа ПП – 57.

Расчёт тока плавкой вставки предохранителя осуществляется с помощью формул (4.11-4.13):

I_пуск = (2 – 2,5)I_{н.дв.мах} = 2 · 111 = 222 А

Расчетный ток линии, питающей ЯБПУ:

Распределительную сеть выполняем проводом марки АПВ (алюминиевые жилы, поливинилхлоридная изоляция). Для питания силовых пунктов выбираем кабель марки АПВГ (алюминиевые жилы, изоляция из полиэтилена, оболочка из поливинилхлоридного пластика). Провода и кабели прокладываем в газовых трубах, уложенных в каналах пола. Сечения проводов и жил кабелей выбираем по (4.8) и приводим в табл. 4.5.

Таблица 4.5

Мастерская.

Потребителями электроэнергии в мастерской насосной станции являются станки, сварочные трансформаторы, вентилятор и калорифер. Все приемники электроэнергии рассчитаны на трехфазный переменный ток и напряжение 380В промышленной частоты, по надежности электроснабжения относятся к III категории.

Микроклимат на участке нормальный, то есть температура не превышает +30°С, отсутствует технологическая пыль, газы и пары, способные нарушить нормальную работу оборудования.

Учитывая расположение приемников электроэнергии на плане, можно выделить три узла потребителей: первый узел включает в себя токарновинторезный станок, круглошлифовальный станок, обдирочношлифовальный станок и освещение мастерской; второй – сверлильный станок, токарновинторезный станок, фрезерный станок; третий - два сварочных трансформатора, вентилятор и калорифер мастерской.

Для распределения электроэнергии по отдельным электроприемникам устанавливаем три силовых пункта СП-2, СП-1 и СП-5 типа ШРС1-20/У3.

Расчетные токи линий, питающих отдельные электроприемники, определяем как сумму номинальных токов двигателей, установленных на электроприемнике, а линий, питающих СП, - по расчетной мощности.

Произведем расчет для СП-2 используя формулы (4.4 - 4.7).

Все расчеты сведем в табл. 4.6.

Таблица 4.6

Определим расчетный ток линии, питающей СП-2. Расчетную мощность определяем по методу коэффициента спроса (см. гл2. табл. 2.1).

Расчетный ток линии, питающей СП-2:

Окончательно выбираем шкаф типа ШРС1-58УЗ с каталожными данными:

- степень защиты IP54;

- номинальный ток шкафа 280А;

- число отходящих линий и токи предохранителей 2х60+4х100+2х250А;

- размеры (высотахширинахглубина) 1600х700х580 мм.

Произведем расчет для СП-1 используя формулы (4.4-4.8).

Все расчеты сведем в табл. 4.7.

Таблица 4.7

Определим расчетный ток линии, питающей СП-1.

Расчетную мощность определяем по методу коэффициента спроса (см. гл.2 табл. 2.1).

Расчетный ток линии, питающей СП-1:

Окончательно выбираем шкаф типа ШРС1-56У3 с каталожными данными:

- степень защиты IP54;

- номинальный ток шкафа 280А;

- число отходящих линий и токи предохранителей 5х250А;

- размеры (высотахширинахглубина) 1600х700х580 мм.

Произведем расчет для СП-5 используя формулы (4.4—4.8).

Все расчеты сведем в таблицу 4.8.

Таблица 4.8

Определим расчетный ток линии, питающей СП-5.

Расчетную мощность определяем по методу коэффициента спроса (см. гл.2 табл. 2.1).

Расчетный ток линии, питающей СП-5:

Окончательно выбираем шкаф типа ШРС1-57У3 с каталожными данными:

- степень защиты IР54;

- номинальный ток шкафа 280А;

- число отходящих линий и токи предохранителей 5х100+2х250А;

- размеры (высота х ширина х глубина) 1600х700х5 80.мм.

Распределительную сеть выполняем проводом марки АПВ (алюминиевые жилы, поливинилхлоридная изоляция). Для питания силовых пунктов выбираем кабель марки АПВГ (алюминиевые жилы, изоляция из полиэтилена, оболочка из поливинилхлоридного пластика). Провода и кабели прокладываем в газовых- трубах, уложенных в каналах пола. Сечения проводов и жил кабелей выбираем по (4.8) и приводим в таблице 4.9.

Таблица 4.9

5 Расчет токов короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение короткого замыкания (КЗ) в сети или элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения (СЭС) необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазах СЭС или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места КЗ.

В трехфазной сети различают следующие виды КЗ: трехфазные, двухфазные, однофазные и двойное замыкание на землю.

Трехфазные КЗ являются симметричными, так как в этом случае все фазы находятся в одинаковых условиях. Все остальные виды КЗ являются несимметричными, поскольку при каждом из них фазы находятся не в одинаковых условиях и значения токов и напряжений в той или иной мере искажаются.

Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное КЗ. Однако для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики требуется определение и несимметричных токов КЗ.

Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов СЭС сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей:

- не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;

- трехфазная сеть принимается симметричной;

- не учитываются токи нагрузки;

- не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях:

- не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и независящими от тока индуктивные сопротивления во всех элементах короткозамкнутой цепи;

- не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

В зависимости от назначения расчета токов КЗ выбирают расчетную схему сети, определяют вид КЗ, местоположение точек КЗ на схеме и сопротивления элементов схемы замещения.

5.1 Расчёт токов короткого замыкания в установках

напряжением выше 1000В.

Расчёт токов КЗ в установках напряжением выше 1кВ имеет ряд особенностей по сравнению с расчётом токов КЗ в установках напряжением до 1кВ. Эти особенности заключается в следующем:

1) активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении тока КЗ не учитывают, если выполняется условие:

R_å <(X_å /3), (5.1)

где R_å и X_å суммарные активные и реактивные сопротивления элементов системы электроснабжения до точки КЗ;

2) при определении токов КЗ учитывают подпитку от присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ не учитывается при мощности электродвигателей до 100кВт в единице, если электродвигатели отделены от места КЗ одной ступенью трансформации, а также при любой мощности, если они отделены от места КЗ двумя и более ступенями трансформации либо если ток от них может поступать к месту КЗ только через те элементы, через которые проходит основной ток КЗ от сети и которые имеют существенное сопротивление (линии, трансформаторы и т.п.) [17].

Расчёт токов КЗ будем вести в относительных единицах. При этом все величины сравнивают с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность S_б и базисное напряжение U_б . За базисную мощность принимаем мощность энергосистемы, то есть S_б = 1300 МВА, а сопротивление системы Х_с =0,48 о.е. В качестве базисного напряжения принимают среднее напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ. Сопротивление элементов системы электроснабжения приводят к базисным условиям.

Электрическая схема и схема замещения для расчетов токов КЗ приведены на рис. 5.1-5.2.

Расчет токов КЗ в точке К-1.

Базисное напряжение: U_Б(К-1) = 37,5 кВ.

Базисный ток: (5.2)

Сопротивление системы, приведенное к базисным условиям:

(5.3)

Сопротивления воздушных ЛЭП [16]:

(5.4)

Постоянная времени затухания апериодического тока для точки К-1 [5,10,16]:

(5.5)

где X_{( k - i ) å} , R_{( k - i ) å} - соответственно индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ;

(5.6)

Ударный коэффициент для точки К-1 [16]:

(5.7)

Полное сопротивление схемы замещения до точки К-1:

(5.8)

Начальное значение периодической составляющей тока К.3. в точке К-1:

(5.9)

где Е"_с — приведенное значение сверхпереходной ЭДС системы.

Действующее значение периодической составляющей тока К.3. от источника электроснабжения (системы) к моменту времени размыкания силовых контактов выключателя принимается равным начальному значению периодической составляющей [10]:

I" _{П t (К1)} = I”_ПO(К1) .

Ударный ток КЗ в точке К-1 [5,10,16]:

(5.10)

Расчет токов КЗ в точке К-2.

Базисное напряжение: U_Б(К2) = 10,5 кВ.

Базисный ток:

Сопротивление тpaнcфopмaтopa ТДН - 16000/110

Постоянная времени затухания апериодического тока для точки К-2 [5,10,16]:

Ударный коэффициент для точки К-2 [16]:

Полное сопротивление схемы замещения до точки К – 2:

Начальное значение периодической составляющей тока К.З. в точке К – 2

Согласно условия (5.1): I”_ПО(К-2) = 6,645 кА.

Определим ток подпитки от синхронных двигателей (СД).

Сопротивление СД:

(5.11)

где (5.12)

Ток подпитки от СД:

(5.13)

Действующее значение периодической составляющей тока КЗ от СД к моменту времени t [10]:

I”_{П . СД} =I”_{ПО . СД} × g(t) = 5,135 ×0,58 = 2,978 кА, (5.14)

где t - расчетное время отключения выключателя [10,18]

t = t_{p з. min} + t_{c .в. o ткл} = 1 + 0,07 = 1,07 с; (5.15)

t_{p з. min} - минимальное время срабатывания релейной защиты, принимается равным 0,01 с для первой ступени защиты и 0,01 + Dt_c для последующих ступеней, где Dt_с - ступень селективности (0,3 – 0,5 с);

t_{с.в.откл.} – собственное время отключения выключателя;

g(t) = I_Пt /I_по - определяется по рис. 2.25 [10].

Суммарное начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-2:

I”_{ПО(К-2) å} = I”_ПО(К-2) + I”_ПО.СД. = 6,645 + 5,135 = 11,78 кА.

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ к моменту времени t в точке К-2:

I”_{ПО(К-2) å} = I”_ПО(К-2) + I”_{П t .СД.} = 6,645 + 2,978 = 9,623 к.А.

Ударный ток К3 в точке К-2 :

где К_удСД – ударный коэффициент тока КЗ (табл. 2.45. [10]).

Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением до 1000В.

Сети промышленных предприятий напряжением до 1000В характеризуется большой протяжённостью и наличием большого количества коммутационно-защитной аппаратуры. При напряжении до 1000В учитывают все сопротивления короткозамкнутой цепи, как индуктивные, так и активные.

Для установок напряжением до 1000В при расчетах токов КЗ считают, что мощность питающей системы не ограничена и напряжение на стороне высшего напряжения цехового трансформатора является неизменным.

Расчёт токов КЗ на напряжение до 1000В выполняют в именованных единицах.

Так как предполагается дальнейшее развитие энергосистемы необходимо, чтобы все выбранные аппараты при этом соответствовали своему назначению, расчёт токов КЗ выполняется без учёта сопротивления системы до цехового трансформатора.

Расчет токов КЗ в точке К-3

Участок сети от шин системы 110 кВ до трансформатора ТМЗ-160/10 принимаем системой бесконечной мощности (S_c = ¥, Х_с = 0).

Сопротивления трансформатора ТМЗ — 160/10:

R_т = 16,6 мОм; Х_т = 41,7 мОм из табл.2.50 [5]

Сопротивления трансформатора тока:

R_тт = 0,11 мОм; Х_тт = 0,17 мОм из табл.2.49[5].

Сопротивления шинопровода при длине 10 м на ток 400 А:

R_ш = 0,21 мОм; Х_ш = 0,21 мОм из табл.2.52[5].

Сопротивления автоматического выключателя на ток 400 А:

R_авт = 0,65 мОм; Х_авт = 0,17 мОм из табл.2.54[5].

Сопротивление дуги: R_дуги = 15 мОм.

Постоянная времени затухания апериодического тока для точки К-2 [5,10,16]:

Ударный коэффициент для точки К-2 [16]:

Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К-3:

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-3:

Ударный ток КЗ в точке К-3:

Результаты расчета тока КЗ в точке К-3 сведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1