2.5 Определение центра электрических нагрузок
Оптимальное размещение подстанции на территории цеха является одним из важных вопросов построения системы электроснабжения.
Для определения местоположения подстанции находится центр электрических нагрузок (ЦЭН) цеха, который является символическим центром потребления электрической нагрузки. Расположение подстанции в ЦЭН позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и обеспечить минимальную протяженность внутрицеховых электрических сетей, минимальный расход проводникового материала и потери электрической энергии.
Территория цеха принимается за плоскость, на которой расположены электроприемники, каждый из которых имеет свою среднюю активную мощность Рс и свои координаты на плане х, y.
Координата х0, мм, ЦЭН цеха определяется по формуле:
(20)
где x-координата электроприемников на плане цеха, мм;
Рс- средняя активная мощность, кВт.
Координата у0, мм, ЦЭН цеха определяется по формуле:
(21)
где y-координаты электроприемников на плане цеха, мм;
Рс- средняя активная мощность, кВт.
Результаты расчетов представлены в таблице4.
Таблица 4-Определение центра электрических нагрузок
№ ЭП |
xi,мм |
yi,мм |
Рс,кВт |
Рс·xi,кВт мм |
Рс·yi,кВт мм |
1 |
25 |
302 |
4,8 |
120 |
1449,6 |
2 |
80 |
302 |
4,8 |
384 |
1449,6 |
3 |
115 |
300 |
5,68 |
653,2 |
1704 |
4 |
161 |
291 |
6,4 |
1030,4 |
1862,4 |
5 |
217 |
292 |
6,4 |
1388,8 |
1868,8 |
6 |
139 |
247 |
5,68 |
789,5 |
1403 |
7 |
100 |
227 |
1,2 |
120 |
272,4 |
8 |
48 |
220 |
1,2 |
57,6 |
264 |
9 |
253 |
260 |
5,68 |
1437 |
1476,8 |
10 |
281 |
301 |
6,8 |
1910,8 |
2046,8 |
11 |
331 |
301 |
6,8 |
2250,8 |
2046,8 |
13 |
373 |
256 |
6,8 |
2536,4 |
1740,8 |
14 |
384 |
302 |
6,8 |
2611,2 |
2059,6 |
15 |
441 |
303 |
6,8 |
2998,8 |
2060,4 |
16 |
440 |
256 |
6,8 |
2992 |
1740,8 |
17 |
395 |
215 |
1,44 |
568,8 |
309,6 |
18 |
422 |
215 |
1,44 |
607,7 |
309,6 |
19 |
361 |
151 |
4,08 |
1472,9 |
616,1 |
|
|
|
|
|
|
Продолжение таблицы 4
№ ЭП |
xi,мм |
yi,мм |
Рс,кВт |
Рс·xi,кВт мм |
Рс·yi,кВт мм |
20 |
269 |
151 |
4,08 |
1097,5 |
616,1 |
21 |
461 |
111 |
4,08 |
1880,9 |
452,9 |
22 |
459 |
85 |
4,08 |
1872,7 |
346,8 |
23 |
438 |
62 |
4,08 |
1787 |
253 |
24 |
417 |
87 |
4,08 |
1701,4 |
355 |
25 |
390 |
64 |
4,08 |
1591,2 |
261,1 |
26 |
341 |
62 |
4,08 |
1391,3 |
253 |
27 |
462 |
26 |
2,48 |
1145,8 |
64,5 |
28 |
427 |
26 |
2,48 |
1059 |
64,5 |
29 |
388 |
26 |
2,48 |
962,2 |
64,5 |
30 |
311 |
20 |
1,6 |
497,6 |
32 |
31 |
271 |
51 |
1,6 |
433,6 |
81,6 |
32 |
271 |
95 |
1,6 |
433,6 |
152 |
33 |
211 |
23 |
4,4 |
928,4 |
101,2 |
34 |
149 |
21 |
4,4 |
655,6 |
92,4 |
35 |
205 |
107 |
4,4 |
902 |
470,8 |
36 |
153 |
107 |
4,4 |
673,2 |
470,8 |
37 |
87 |
15 |
3,6 |
313,2 |
54 |
38 |
38 |
15 |
3,6 |
136,8 |
54 |
39 |
81 |
60 |
2 |
162 |
120 |
40 |
98 |
92 |
2 |
196 |
184 |
41 |
99 |
115 |
2 |
198 |
230 |
42 |
100 |
141 |
2 |
200 |
282 |
43 |
9 |
13 |
2,24 |
20,2 |
29,1 |
44 |
17 |
68 |
2,24 |
38,1 |
152,3 |
45 |
54 |
96 |
2 |
108 |
192 |
46 |
18 |
122 |
2,24 |
40,3 |
273,3 |
48 |
250 |
232 |
4,4 |
1100 |
1020,8 |
49 |
270 |
232 |
4,4 |
1188 |
1020,8 |
50 |
288 |
232 |
4,4 |
1267,2 |
1020,8 |
51 |
307 |
232 |
4,4 |
1350,8 |
1020,8 |
52 |
331 |
125 |
1,6 |
529,6 |
200 |
Итого |
|
|
191,12 |
49791,1 |
34661,2 |
По результатам расчета получается, что ЦЭН расположен в точке с координатами (261; 181), в масштабе (19575; 13575)
2.6. Определение местоположения цеховой трансформаторной подстанции
При определении местоположения цеховой КТП учитываются следующиефакторы:
координаты центра электрических нагрузок;
технологический процесс цеха;
координаты источника питания (ГПП);
характер окружающей среды цеха.
Размеры выбранной КТП не позволяют поместить ее внутри цеха.
Для цеха редукторов станкостроительного завода выбирается пристроенная цеховая КТП, непосредственно примыкающая к зданию снаружи и установленная вдоль оси А между осями 4 и 5.
2.7 Выбор защитной и коммутационной аппаратуры
Провода и кабели, выбранные по номинальному и максимальному току, в нормальном режиме могут испытывать нагрузки значительно превышающие допустимые из-за перегрузок электроприемников, а также при однофазных и междуфазных коротких замыканий, поэтому электроприемники и участки сети должны защищаться защитным аппаратом - плавким предохранителем.
Главные функции аппаратуры управления и защиты:
включение и отключение электроприемников и электрических цепей;
электрическая защита их от перегрузки, коротких замыканий, понижения напряжения или самозапуска;
регулирование числа оборотов электродвигателей;
реверсирование двигателей;
электрическое торможение.
Номинальный ток двигателей электроприемникаIном, А, определяется по формуле:
(22)
где Рном- номинальная активная мощность электроприемника, кВт;
Uном- номинальное линейное напряжение сети, кВ;
ηном- номинальный коэффициент полезного действия;
cosφном- номинальный коэффициент мощности.
Результаты расчета заносятся в графу 4 таблицы 5.
Расчетный ток , А, определяется по формуле:
, (23)
где Iном- номинальный ток, А.
= 56,6 А,
Пусковой ток двигателей электроприемника , А, определяется по формуле:
= 5 Iном, (24)
где Iном - номинальный ток двигателей электроприемника.
= 5 56,6 = 282,5А.
Результаты расчета заносятся в графу 5 таблицы 5.
Для защиты электроприемника, подключенного к распределительномушинопроводу, необходимо выбрать аппарат защиты ПН-2, установленный в распределительном шинопроводе. Их основная функция: защита электрических сетей от токов короткого замыкания.
Номинальное напряжение предохранителя ., выбирается по условию:
(25)
где Uном.ЭП.- номинальное напряжение электроприемника, кВ.
0,38 кВ≥ 0,38 кВ.
Ток плавкой вставки предохранителя Iп.в., А, определяется из условий:
по длительному максимальному току линии
(26)
где - максимальный расчетный ток, А.
40 А≥37,8 А.
по пусковому току
(27)
где - пусковой ток двигателей электроприемника, А.
≥75,6А.
По таблице 64 [5.8] выбирается стандартное значение тока плавкой вставки предохранителя:
Iп.в.= 80 А.
По таблице 64 [5.8] в соответствии со значением тока плавкой вставки предохранителя выбирается номинальный ток патрона предохранителя ., А, по условию:
(28)
где - ток плавкой вставки предохранителя, А.
100 А≥80 А.
Согласно выполненным расчетам выбирается предохранитель типа
ПН-2 на номинальное напряжение = 0,38 кВ, ток патрона предохранителя = 100 А, ток плавкой вставки предохранителя Iп.в. = 80 А.
Результаты выбора предохранителя представлены в графах 4,5 и 7 таблицы 5.
Далее расчет узлов питания выполняется аналогично.
Для защиты электроприемника, подключенного к распеределительному шкафу, необходимо выбрать автоматический выключатель ВА51-31 установленный в распределительном шкафу. Их основная функция: защита электрических сетей от токов короткого замыкания.
Автоматические выключатели выбираются по следующим условиям:
а) по номинальному напряжению
Uном ≥Uном.уст; (29)
0,38 ≥ 0,38;
б) по номинальному току тепловогорасцепителя
≥ ģ ; (30)
где кт.р-коэффициент теплового расцепителя, о.е.
≥1,35 ģ18 = 24,3 А
По таблице 65 [5.8] выбираем ближайшее большее значение тока теплового расцепителя, А,
=25 А
в) по номинальному току электромагнитногорасцепителя
≥1,2ģ (31)
≥ 1,2ģ90 = 108 А
=котсģ (32)
где котс-коэффициент отсечки электромагнитногорасцепителя, о.е.
=7ģ25=175 А
г) по номинальному току автоматического выключателя
≥ (33)
где -расчетный ток линии, А.
100≥18 А
Расчетный ток определяется в зависимости от числа электроприемников, получающих питание по линии.
= (34)
92,85 = 92,85 А
Согласно выполненным расчетам выбирается автоматическийвыклю-
чатель типа на номинальное напряжение = 0,38 кВ, номинальный ток автоматического выключателя = 100 А, ток теплового расцепителя автоматического выключателя =25 А, ток уставки электромагнитного расцепителя автоматического выключателя =175 А.
Результаты выбора предохранителя представлены в графах 3,4,5 и 7 таблицы 5.1.
Далее выбор остальной защитной и коммутационной аппаратуры производится аналогично. Результаты в таблице 5.1.
2.8 Выбор марок и сечений проводников на всех участках силовой сети
Номинальный ток двигателей электроприемникаIном, А, определяется по формуле 22.
Расчетный ток электроприемника , А, определяется по формуле 23.
Проводник проложен в помещении с характеристикой: сухое помещение без наличия опасности механического повреждения.
По таблице 28 [5.8] с учетом характеристики окружающей среды выбрана марка кабеля: АВВГ.
По таблице 31 [5.8] с учетом характеристики окружающей среды выбирается способ прокладки кабеля: защищенные многожильные провода в неметаллической оболочке в стальных трубах и глухих стальных коробах.
Электродвигатель с номинальным напряжением Uном = 0,38 кВ подключен к сети с глухозаземленнойнейтралью, поэтому кабель должен иметь 5 жил.
По таблице 24 [5.8] определяется длительная допустимая температура нагрева жил кабеля tжил = 55℃.
По таблице 24 [5.8] в зависимости от способа прокладки кабеля определяется расчетная температура окружающего воздуха = 25℃.
Фактическая температура окружающего воздуха согласно индивидуальному заданию = 25℃.
Поправочный температурный коэффициент при отклонении фактической температуры окружающего воздуха от расчетной kт = 1,00, определенный по таблице 47 [5.8] с учетом температур tжил, и .
Допустимый длительный ток кабеля , А, определяется по таблице 38 [5.8] для температуры жил tжил = 55℃ и температуры окружающего воздуха = 25℃ из условия:
, (35)
56,6 А≤60 А.
Значение допустимого длительного тока заносится в графу 8 строки таблицы 5.
Допустимый длительный ток , А, для фактической температуры окружающего воздуха определяется по формуле:
, (36)
где - допустимый длительный ток кабеля;
- поправочный температурный коэффициент.
Результат расчета заносится в графу 9 строки таблицы 5.
Для фактической температуры окружающего воздуха проверяется выполнение условия:
. (37)
56,6 А≤60 А.
Сечение выбранного кабеля проверяется на соответствие выбранному аппарату защиты по условию:
, (38)
где - коэффициент защиты, характеризующий кратность допустимого длительного тока кабеля , по отношению к номинальному току срабатывания защитного аппарата (принимается = 1).
≥ 1 ģ120,
60 А≥120 А
Маркировка выбранного кабеля: АВВГ 5х70.
Далее выбор кабелей производится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 5.
Расчет длин кабелей и труб распределительной сети производится согласно рисунка 2 и исходя из высоты установки электроприемника, высоты установки шинопровода, глубины прокладки кабеля в полу, длины по плану.
Расчет длины кабеля и трубы рассмотрим на примере фрезерного станка.
Рисунок 2 - Схематичное расположение трубы
Длина трубы , мм, определяется по формуле:
, (39)
где 3100- длина вертикальных участков, мм;
- длина по плану, мм.
.
Длина кабеля Lкл, мм, определяется по формуле:
, (40)
где 1,1 - коэффициент запаса.
= 5198 мм
Расчет длин кабелей и труб распределительной сети производится согласно рисунка 3 и исходя из высоты установки электроприемника, высоты установки распределительного шкафа, глубины прокладки кабеля в полу, длины по плану.
Расчет длины кабеля и трубы рассмотрим на примере фрезерного станка.
Рисунок 3 - Схематичное расположение трубы
Длина трубы , мм, определяется по формуле:
, (41)
где 1300- длина вертикальных участков, мм;
- длина по плану, мм;
.
Длина кабеля Lкл, мм, определяется по формуле:
, (42)
где 1,1 - коэффициент запаса.
= 16592 мм.
Далее расчет длин кабелей и труб в распределительной и питающей сетях выполняется аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 6.
Таблица 6 -Результат выбора длины кабелей и труб.
-
Узел
питания
Номер
электропиемника по плану
Длина кабеля по
плану, Lпл, мм
Высота
установки
Длина кабеля Lк, мм
Длина трубы Lтр, мм
Характеристика трубы (материал, диаметр, толщина стенки)
узла
питания, мм
электроприемник, мм
1
2
3
4
5
6
7
8
МР-1
1
1625
2600
400
5198
4725
Т70 3,2
МР-1
2
1775
2600
400
5363
4875
Т70 3,2
МР-1
3
975
2600
400
4483
4075
Т70 3,2
МР-1
4
2450
2600
400
6105
5550
Т70 3,2
МР-1
5
2375
2600
400
6023
5475
Т70 3,2
МР-1
6
5514
2600
400
9476
8614
Т70 3,2
МР-1
7
6450
2600
400
10505
9550
Т70 3,0
МР-1
8
7775
2600
400
11963
10875
Т40 3,0
МР-1
9
3975
2600
400
7783
7075
Т70 3,2
МР-1
10
900
2600
400
4400
4000
Т70 3,2
МР-1
11
900
2600
400
4400
4000
Т70 3,2
МР-1
13
6075
2600
400
10093
9175
Т70 3,2
МР-1
14
825
2600
400
4318
3925
Т70 3,2
МР-1
15
750
2600
400
4235
3850
Т70 3,2
МР-1
16
6075
2600
400
10093
9175
Т70 3,2
РП-1
17
1586
600
400
3725
2886
Т32 2,8
РП-1
18
1801
600
400
3962
3101
Т32 2,8
Продолжение таблицы 6
-
Узел
питания
Номер
электроприемника по плану
Длина кабеля по
плану, Lпл, мм
Высота
установки
Длина кабеля Lк, мм
Длина трубы Lтр, мм
Характеристика трубы (материал, диаметр, толщина стенки)
узла
питания, мм
электроприемника, мм
1
2
3
4
5
6
7
8
РП-2
43
2926
600
400
5199
4226
Т40 3,0
РП-2
44
1564
600
400
3701
2864
Т40 3,0
РП-2
45
5011
600
400
7492
6311
Т40 3,0
РП-2
46
6056
600
400
8642
7356
Т40 3,0
РП-3
37
3438
600
400
5762
4738
Т50 3,0
РП-3
38
8925
600
400
11798
10225
Т50 3,0
РП-3
39
3741
600
400
6095
5041
Т40 3,0
РП-3
40
4132
600
400
6525
5432
Т40 3,0
РП-3
41
6024
600
400
8607
7324
Т40 3,0
РП-3
42
8078
600
400
10866
9378
Т40 3,0
РП-4
33
3467
600
400
5794
4767
Т50 3,0
РП-4
34
2194
600
400
4394
3494
Т50 3,0
РП-4
35
8364
600
400
11181
9664
Т50 3,0
РП-4
36
8056
600
400
10842
9356
Т50 3,0
РП-5
19
13283
600
400
16592
14583
Т50 3,0
РП-5
20
8987
600
400
11866
10287
Т50 3,0
РП-5
26
7373
600
400
10091
8673
Т50 3,2
РП-5
30
4901
600
400
7371
6201
Т40 3,0
РП-5
31
2241
600
400
4445
3541
Т40 3,0
РП-5
32
4971
600
400
7448
6271
Т40 3,0
РП-5
52
8970
600
400
11847
10270
Т40 3,0
РП-6
21
8860
600
400
11726
10160
Т50 3,0
РП-6
22
6553
600
400
9189
7835
Т50 3,0
РП-6
23
4581
600
400
7020
5881
Т50 3,0
Продолжение таблицы 6
-
Узел
питания
Номер
электроприемника по плану
Длина кабеля по
плану, Lпл, мм
Высота
установки
Длина кабеля Lк, мм
Длина трубы Lтр, мм
Характеристика трубы (материал, диаметр, толщина стенки)
узла
питания, мм
электроприемника, мм
1
2
3
4
5
6
7
8
РП-6
24
7096
600
400
9786
8396
Т50 3,0
РП-6
25
5805
600
400
8366
7105
Т50 3,2
РП-6
27
2761
600
400
5017
4061
Т40 3,0
РП-6
28
1968
600
400
4145
3268
Т40 3,0
РП-6
29
3991
600
400
6370
5291
Т40 3,0