63963

Електропостачання та електрообладнання цеху з дослідженням енергетичних режимів роботи асинхронного електроприводу

Дипломная

Энергетика

Метою даної бакалаврської роботи є: систематизація, закріплення і поглиблення теоретичних знань та практичних навичок і здатність застосування цих навичок і знань під час вирішення конкретних електротехнічних задач за напрямом підготовки...

Украинкский

2014-06-28

1.1 MB

16 чел.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

65

ДРБ. ЕТ - 08 ПЗ

ВСТУП

Темою даної бакалаврської роботи є електропостачання та електрообладнання цеху з дослідженням енергетичних режимів роботи асинхронного електроприводу при зміні показників якості електричної енергії.

Метою даної бакалаврської роботи є:

- систематизація, закріплення і поглиблення теоретичних знань та практичних навичок і здатність застосування цих навичок і знань під час вирішення конкретних електротехнічних задач за напрямом підготовки;

- розвиток навичок самостійної роботи і оволодіння методиками та засобами дослідження та розв’язання передбачених проектом завдань під час виконання дипломної роботи;

- набуття досвіду виконання наукових і технічних завдань в умовах сучасного виробництва та рівня розвитку техніки;

- набуття досвіду прилюдного захисту своїх розробок.

Бакалаврська робота - випускна робота студента, на підставі якої Державна екзаменаційна комісія (ДЕК) визначає ступінь його підготовки до самостійної діяльності та вирішує питання про присвоєння йому кваліфікації бакалавра за напрямом ‘‘Електротехніка та електротехнології’’.

Вихідними даними для проектування є: вихідні дані електроприймачів цеху, план розміщення електроприймачів цеху в масштабі, добові графіки реактивної потужності навантаження у відносних одиницях та час використання найбільшого навантаження електроприймачів і нормований коефіцієнт потужності навантаження на шинах 0,38 кВ ТП.

Бакалаврська робота охоплює широке коло питань з основних розділів спеціальних курсів, а також детально висвітлено видане керівником дипломного проектування спеціальне завдання для поглибленого опрацювання.

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

Завдання дипломної роботи - спроектувати електропостачання та вибрати сучасне електрообладнання цеху, а також висвітлити спеціальне питання, задане керівником дипломної роботи. По можливості застосувати передові досягнення науки і техніки в області електропостачання, обґрунтувати економічну доцільність рішень. З метою створення умов для раціонального електроспоживання здійснювати заходи з модернізації технологічних пристроїв і організації технологічного процесу.


1
Розрахунок електричних навантажень цеху і компенсація реактивної потужності навантаження

1.1 Розрахунок електричних навантажень

Основним електричним обладнанням цеху є різноманітні електроприводи виробничих механізмів.

Дані про споживачів електроенергії цеху наведені в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 – Характеристика електроприймачів

Позиція

Назва електроприймача

Рном, кВт

cosφ

Кзав

Квик

1

Рубальна машина

11

0,81

0,85

0,55

2

Дезінтегратор

22

0,92

0,75

0,6

3

Свердлильний верстат

5

0,83

0,8

0,65

4

Довбальний верстат

4

0,84

0,8

0,7

5

Дифібратор

5

0,92

0,5

0,72

6

Мішалка

11

0,86

0,7

0,8

7

Насос

15

0,8

0,75

0,8

8

Вентилятор

2,2

0,81

0,85

0,55

9

Відливна машина

5

0,9

0,8

0,85

10

Насос води

7,5

0,84

0,8

0,8

11

Вентилятор

2,2

0,81

0,85

0,55

12

Шипорізний верстат

4

0,82

0,75

0,6

13

Свердлильний верстат

5

0,83

0,8

0,65

14

Довбальний верстат

4

0,84

0,8

0,7

15

Токарний верстат

7,5

0,82

0,5

0,72

16

Шліфувальний верстат

5

0,86

0,7

0,8

17

Лакофарбувальна машина

4

0,87

0,75

0,8

18

Щиторіз

11

0,88

0,8

0,8

19

Сепаратор

15

0,9

0,8

0,85

20

Насос сировинної маси

90

0,84

0,8

0,8

21

Рубальна машина

11

0,81

0,85

0,55

22

Дезінтегратор

22

0,92

0,75

0,6

23

Пневмотранспорт

30

0,9

0,8

0,65

24

Токарний верстат

7,5

0,82

0,5

0,72

25

Дифібратор

5

0,92

0,5

0,72

26

Мішалка

11

0,86

0,7

0,8

27

Насос

15

0,87

0,75

0,8

Продовження таблиці 1.1

28

Піч опору

85

1

0,9

0,9

29

Відливна машина

5

0,9

0,8

0,85

30

Насос води

7,5

0,84

0,8

0,8

31

Вентилятор

2,2

0,81

0,85

0,55

32

Шипорізний верстат

4

0,82

0,75

0,6

33

Свердлильний верстат

5

0,83

0,8

0,65

34

Довбальний верстат

4

0,84

0,8

0,7

35

Токарний верстат

7,5

0,82

0,5

0,72

36

Шліфувальний верстат

5

0,86

0,7

0,8

37

Лакофарбувальна машина

4

0,97

0,75

0,8

38

Щиторіз

11

0,88

0,8

0,8

39

Сепаратор

15

0,8

0,8

0,85

40

Вивантажувальний пристрій

90

0,84

0,8

0,8

41

Насос води

7,5

0,8

0,8

0,8

42

Насос води

7,5

0,8

0,8

0,8

43

Пневмотранспорт

30

0,93

0,8

0,65

44

Шліфувальний верстат

5

0,86

0,7

0,8

45

Вентилятор

2,2

0,81

0,85

0,55

 

Всього: 

634,3

 

 

 

Розрахунок електричних навантажень є важливим етапом проектування системи електропостачання. Від правильного визначення розрахункового навантаження залежить надійність забезпечення електроенергією споживачів і техніко-економічні показники роботи системи. Якщо розрахункова потужність виявиться значно меншою від фактичного навантаження, то вибрані підстанції і лінії будуть працювати зі значним перевантаженням, внаслідок чого зростуть втрати електроенергії. У іншому випадку, коли розрахункова потужність значно перевищуватиме фактичне навантаження, погіршаться техніко-економічні показники.

Електричні навантаження систем електропостачання визначають для вибору кількості та потужності силових трансформаторів, потужності та місця приєднання компенсувальних пристроїв, вибору та перевірки струмовідних елементів за умовою допустимого нагрівання, розрахунку втрат та коливань напруги та вибору захистів.

У бакалаврській роботі для розрахунку електричних навантажень використано комплексний метод розрахунку, як найбільш ефективний.[3]

При визначенні максимального навантаження в системі електропостачання розглядають шість основних рівнів, які розрізняються за характером споживання електроенергії і способом розрахунку електричних навантажень:

перший рівень електропостачання – лінії електричної мережі, які зв’язують окремі ЕП з розподільчим пунктом, до якого вони приєднані;

другий рівень електропостачання - лінії розподільчої мережі напругою до 1 кВ, які забезпечують зв’язок силових розподільних пунктів, щитів з ТП, а також розподільні шинопроводи;

третій рівень електропостачання – шини 0,38 кВ цехової трансформаторної підстанції;

четвертий рівень електропостачання – шини РП 10(6) кВ та лінії, які підходять до них;

п’ятий рівень електропостачання – шини нижчої напруги ГЗП, ПГВ, опорної підстанції промислового підприємства;

шостий рівень електропостачання – границя балансової належності мереж енергосистеми та промислового підприємства.

У бакалаврській роботі розраховано навантаження на перших трьох рівнях електропостачання підприємства.

Перший рівень електропостачання.

Розрахункова активна потужність на цьому рівні

   ,      (1.1)

де   Рном і – номінальна потужність і- го споживача;

Кзі – коефіцієнт завантаження і-го споживача.

Розрахункова реактивна потужність на цьому рівні:

   ,      (1.2)

де  tg φі – коефіцієнт реактивної потужності і-го споживача при коефіцієнті завантаження Кзі .

Повна потужність на першому рівні:

;      (1.3)

Струм до споживача:

    ;      (1.4)

Другий рівень електропостачання.

Розрахункова активна потужність на цьому рівні:

   ,     (1.5)

де   – середня активна потужність; – коефіцієнт максимуму.

Значення коефіцієнта максимуму знаходиться залежно від значення групового коефіцієнта використання за найбільш завантажену зміну та ефективної кількості електроприймачів . Ефективна кількість електроприймачів – така кількість однорідних за режимом роботи електроприймачів однакової потужності, які обумовлюють те саме значення розрахункового максимуму, що і група різних за потужністю та режимом роботи електроприймачів.

Груповий коефіцієнт використання визначають за формулою:

   ;    (1.6)

Середню активну потужність визначають за формулою:

   ,      (1.7)

де   – коефіцієнт використання і-го споживача.

Ефективна кількість електроприймачів визначається за формулою:

   .      (1.8)

Середня реактивна потужність:

   ,      (1.9)

Розрахункова реактивна потужність:

   ;     (1.10)

Значення коефіцієнта максимуму для реактивної потужності приймемо рівним при , а в інших випадках .

Повна потужність на другому рівні:

    ;    (1.11)

Струм на цьому рівні:

    ;      (1.12)

Третій рівень електропостачання.

Розрахункові активна та реактивна потужності на третьому рівні електропостачання:

    ;      (1.12)

    ;       (1.13)

    ,     (1.14)

де  – коефіцієнт коректування, отриманий з вихідних даних, наведених в загальних нормах технологічного проектування машинобудівних підприємств і підприємств ряду інших галузей промисловості (приймаємо рівним 0,85).

Розрахуємо параметри для першого споживача ( Рубальна машина):

Розрахунок параметрів інших споживачів проводимо за допомогою програми Excel і зводимо в таблицю А.1 додатку А.

Проведемо розрахунок на другому рівні:

Для ЩС1:

 ;

Маючи значення Кв.гр і ne і використовуючи метод інтерполяції, згідно з таблицею [3] одержимо Км=1,31.

 

Розрахунковий струм на другому рівні електропостачання:

    

Результати розрахунку зведемо в таблицю А.2 додатку А.

Розрахуємо третій рівень:

   

Результати розрахунку електричного навантаження на третьому рівні зводимо в таблицю 1.2

Таблиця 1.2 – Результати  розрахунку електричного навантаження на третьому рівні

К-сть ЩС

К-сть ЕП

P3p

Q3p

S3p

6

3

498,91

235,56

551,72

1.2 Компенсація реактивної потужності

Для будь-якої електричної мережі повинен існувати баланс повної потужності, при дотримані умов нормального режиму, з дотриманням необхідної пропускної здатності мережі та стабільної роботи електроприймачів. При цьому необхідно забезпечити баланс реактивної потужності, як для системи в цілому, так і для окремих вузлів електричної мережі з наявністю в них необхідного резерву реактивної потужності для можливості регулювання напруги.

Явища, пов’язані з передачею реактивної потужності по електричній мережі, досить суттєво впливають на техніко – економічні показники системи електропостачання. Таким чином, із збільшенням реактивної потужності навантаження збільшуються втрати потужності та напруги в мережі.

Основними споживачами реактивної потужності цеху є електроприймачі напругою до 1000 В.

Для компенсації реактивних навантажень застосовують:

- конденсаторні батареї;

- синхронні машини (двигуни, генератори, компенсатори);

- статичні компенсувальні пристрої.

Основними перевагами конденсаторних батарей є невеликі втрати потужності та малі габарити. До їх недоліків слід віднести:

- складність регулювання потужності;

- квадратичну залежність генерованої потужності від напруги;

- чутливість до перевищення напруги;

- чутливість до вищих гармонік;

- здатність здійснювати лише генерування реактивної потужності.

Синхронні двигуни дозволяють плавно регулювати реактивну потужність й забезпечують можливість як генерування, так і споживання її.

Додаткові втрати в синхронних двигунах, пов'язані з генеруванням реактивної потужності, є достатньо значними й складають 2,5-3,5% від генерованої потужності. Серед синхронних двигунів ефективнішими джерелами реактивної потужності є швидкохідні машини.

Статистичні компенсувальні пристрої - це установки, які дозволяють у широких межах регулювати генерування або й споживання реактивної потужності. До їх складу входять конденсаторні батареї, регулювальний пристрій, у більшості випадків вентильного типу, та, можливо, реактор. Найчастіше застосовуються у тих випадках, коли необхідно швидко регулювати реактивну потужність, наприклад, для зменшення коливань напруги.

Місце встановлення компенсаторів реактивної потужності вибираються ближче до джерела її споживання таким чином, щоб забезпечити мінімальні втрати активної потужності в мережі від передачі реактивної. Для конкретної схеми ЕПС ці місця можуть бути визначені розрахунком.

На рисунку 1.1 наведено добовий графік реактивного навантаження цеху в іменованих одиницях.

Рисунок 1.1 - Добовий графік реактивної потужності в іменованих одиницях.

З точки зору економії електроенергії і регулювання напруги компенсацію реактивної потужності найдоцільніше здійснювати якнайближче до її споживачів.

Потужність компенсувальних установок розрахуємо за формулою:

    ,    (1.15)

      де, - тангенс кута нормованого коефіцієнта потужності на шинах НН,

- розрахункове значення.

Враховуючи конфігурацію графіка електричних навантажень, доцільно встановити чотири регульовані конденсаторні установки на стороні 0,38 кВ,

потужністю 60 кВАр (типу КРМ-0,4-60-10 УЗ), сумарною потужністю 240 квар.

Автоматичне регулювання потужності конденсаторної батареї здійснюють спеціальним електронним регулятором реактивної потужності, що відрізняється високою чутливістю і точністю. Апаратура складається з модульних конденсаторних батарей, які вмикаються і вимикаються автоматично за допомогою контакторів, оснащених пристроєм, здатним обмежувати пік струму ввімкнення на основі необхідної для установки ємнісний реактивної потужності.

Конденсатори (складові елементи конденсаторні батареї) оснащені металізованим, пластмасовим, придатним для регенерації діелектриком, розрядними резисторами і роз'єднувачами для захисту від надлишкового тиску.

Апаратура розміщена в металевій шафі, пофарбованій епоксидною смолою, з мінімальним ступенем захисту IP31. В середині шафи (корпусу) розташовуються: вимикач-роз'єднувач (для створення видимого розриву кола), конденсаторні батареї, контактори, запобіжники і вентилятор примусового охолодження. Монтаж компонентів здійснено за допомогою клем, кабелів і мідних шин потрібного перерізу, металеве шасі заземлюють.

На лицьовій панелі (дверях) корпусу розміщені автоматичний регулятор реактивної потужності і ручка (привід) вимикачів-роз'єднувачів. Зверху корпусу може бути розміщений витяжний вентилятор (система примусової вентиляції), який вмикається автоматично при досягненні внутрішньої температурою шафи значення +35 ° С.

Рисунок 1.2 – Вигляд конденсаторної установки

Приклад замовлення конденсаторної установки КРМ-0,4-60-10 У3:

КРМ - компенсатор реактивної потужності;

0,4 - номінальна напруга, кВ;

60 - номінальна потужність установки, квар;

10 - крок (точність) регулювання, квар;

У3 - кліматичне виконання і категорія розміщення за ГОСТ 15150-69 і ГОСТ 15543-70 (У3 - помірно-холодний клімат).

Номінальний струм установки– 86,4 А, кабель, що прокладається – АВВГ 3х25.

Габарити установки: висота 700+100 мм; ширина: 600 мм; глибина: 280 мм. Вага установки 30 кг.


2
Вибір схеми внутрішнього електропостачання цеху

2.1 Вибір типу і розміщення цехової підстанції (ТП, КТП)

При виборі місця розташування, кількості, потужності і типу трансформаторів трансформаторної підстанції враховують наступні чинники:

  1. розрахункове навантаження;
  2. категорію споживачів за безперебійністю живлення;
  3. перевантажувальну здатність трансформаторів;
  4. умови середовища;
  5. питому густину навантаження;
  6. компенсувальні пристрої, що встановлюються;
  7. архітектурні міркування.

На промислових підприємствах застосовуються одно - і двотрансформаторні цехові підстанції, що дозволяє розглядати різні варіанти схеми електропостачання. Кількість трансформаторів в цеху визначається його навантаженням і вимогами до надійності електропостачання. Найбільш простим і дешевим є спорудження однотрансформаторних цехових підстанцій. На великих підприємствах, які мають складський резерв трансформаторів, їх можна застосовувати для живлення не лише ІІІ, але й ІІ категорій. Однотрансформаторні цехові підстанції можуть використо-вуватись і для живлення електроприймачів І категорії, якщо потужність останніх не перевищує 15-20% від потужності трансформатора і є можливим резервування підстанції на вторинній напрузі перемичками з АВР.

Двотрансформаторні цехові підстанції застосовуються при перевазі електроприймачів І та ІІ категорій, безперебійне електропостачання котрих необхідне за вимогами технологічного процесу виробництва чи для усунення небезпек для життя людей, а також в енергомістких цехах підприємства при великій питомій густині навантаження цеху.[2]

Рисунок 2.1 – Зовнішній вигляд КТП

Кількість і потужність трансформаторів цехових підстанцій взаємно пов’язані між собою, остільки при заданому розрахунковому навантаженні цеху кількість трансформаторів буде змінюватись залежно від прийнятої одиничної потужності КТП. При виборі цехових трансформаторів для промислових підприємств зазвичай необхідно порівнювати трансформатори (КТП) одиничною потужністю 630; 1000; 1600; 2500 кВ·А. Кількість і потужність трансформаторів залежать від розподілення навантажень по площі цеху, наявності місця для розташування цехових ТП , характеру і режиму роботи електроприймачів. Вибір КТП зазвичай здійснюють одночасно із вирішенням задачі компенсації реактивної потужності цехових споживачів енергії.

У проектній практиці цехові трансформатори часто вибирають користуючись коефіцієнтом завантаження трансформаторів, який залежить від розрахункового навантаження цеху. Для двотрансформаторних цехових підстанцій при переважанні навантажень І категорії коефіцієнт завантаження трансформаторів kз приймають в межах 0,65-0,7. Для однотрансформаторних підстанцій за наявності взаємного резервування по перемичках з іншими підстанціями на вторинній напрузі потужність трансформаторів вибирається з урахуванням ступеня резервування. Коефіцієнт завантаження цехових трансформаторів може бути прийнятий: при переважанні навантажень ІІ категорії – 0,7-0,8, а при навантаженнях ІІІ категорії – 0,9-0,95.[3]

Але такий підхід до вибору трансформаторів в багатьох випадках призводить до неекономічних рішень, так як в умовах неповноти вихідної інформації мають місце помилки у визначенні розрахункових навантажень цехів (завищення розрахункових навантажень) і, крім того, розрахункове навантаження цеху або підприємства досягає свого значення не одразу в перший рік експлуатації, а поступово. Досвід експлуатації показує, що фактичні коефіцієнти завантаження цехових трансформаторів, як правило, значно нижчі проектних.

Трансформатори потужністю 630 кВ·А і менше рекомендується застосовувати для живлення дрібних допоміжних цехів і дільниць підприємств, адміністративних споруд тощо.

З метою найбільшого наближення цехових підстанцій до електроприймачів напругою 0,38 кВ рекомендується розміщувати їх в середині цехів або прибудовувати до них ( залежно від виробничих умов і вимог до архітектурного оформлення виробничих будівель і споруд).

Внутрішньоцехові підстанції розміщують в центрі електричних навантажень, що дозволяє скоротити протяжність мереж напругою до 1 кВ і зменшити втрати потужності й енергії в них.

Доцільно споруджувати цехові ТП з розміщенням розподільчого пристрою низької напруги (РПНН) в середині цеху, а трансформатора – зовні, біля виробничих споруд. Такий тип підстанції займає менше площі цеху, ніж повністю вбудована. Але слід враховувати, що, згідно з ПУЭ, відкрите встановлення оливонаповнених трансформаторів допускається лише біля стін будівель з виробництвами категорій Г і Д (за пожежними нормами). Відстань від трансформатора до стіни нормується залежно від ступеня вогнестійкості будівлі. Шини, що з’єднують виводи вторинної напруги трансформатора з РПНН, заключають в короби із листової сталі. Все це комплектно поставляється заводом і на підприємстві проводиться тільки складання елементів і під’єднання живильних і відхідних кабелів. В окремих випадках РПНН розміщують на другому поверсі споруди або на високих відмітках. При цьому додатково встановлюють вертикальні ланки струмопроводів в стальних коробах.

Окремо стоячі закриті цехові підстанції 6-10 кВ використовують, коли за вимогами технології пожежо- і вибухонебезпечності виробництва неможливо розташувати ТП всередині цехів чи біля їх зовнішніх стін. Такі ТП доцільні також для невеликих підприємств при значному роззосередженні електричних навантажень по їх території.

Внутрішньоцехові підстанції застосовуються головним чином в багатопрогонних цехах великої ширини. Їх можна встановлювати на першому і другому поверхах, відкрито чи в окремо в тих приміщеннях, котрі допускають це за протипожежними вимогами.

Щоб не займати підкранових майданчиків, внутрішньоцехові підстанції розміщують біля колон споруди чи біля будь-яких цехових приміщень. При вимушеному встановленні підстанції поблизу шляхів внутрішньо цехового транспорту чи кранових шляхів, такі підстанції необхідно розташовувати в мертвій зоні роботи цих механізмів.

При виборі місця для ТП, що живлять цех чи частину його електроприймачів, її слід розташовувати з боку живлення від головної знижувальної підстанції. За наявності агресивного середовища, що створюється виробництвом цеху, необхідно враховувати розу вітрів.

Компоновки вбудованих і внутрішньо цехових підстанцій вибирають в кожному випадку виходячи із конструкції споруди, поверху установки, напрямку трас живильних кабелів чи шинопроводів напругою до 1 кВ.

Для знаходження місця розміщення трансформаторної підстанції необхідно побудувати картограму навантажень, яка є наочним зображенням на плані потужності споживачів у відповідному масштабі у вигляді кіл. Площа кола у вибраному масштабі дорівнює повному навантаженню окремої групи електроспоживачів

           (2.1)

де   – масштаб, кВА/мм2;

  – радіус кола, мм;

  – потужність споживача, кВА.

З цього виразу радіус кола

             (2.2)

        Координати центра електричних навантажень знаходимо за формулами:

          (2.3)

           (2.4)

    де  , – координати центру навантажень і-го електроприймача, см;

– потужність і-го споживача, кВА.

Кут, який займає реактивна складова у колі відповідного споживача, визначають за формулою

            (2.5)

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

– розрахункове реактивне навантаження і-го споживача, кВАр.

Згідно з вище наведеною методикою знайдемо радіуси та кути реактивного навантаження для споживачів КТП

.

.

Оскільки всередині приміщення установка КТП неможлива з архітектурних причини, то приймаємо до встановлення комплектні трансформаторні підстанції КТП – 10/0,38 кВ прибудованого типу (зовнішнього встановлення). Приймаємо також, що трансформатори завантажені рівномірно.

КТП призначені для роботи в наступних умовах:

- на відкритому повітрі при температурі навколишнього середовища від мінус 60 до плюс 40°С;

- висота установки над рівнем моря — не більше 1000 м;

- тип атмосфери (промислова) по ГОСТ 15150-69;

- навколишнє середовище невибухонебезпечне, не містить пилу в концентраціях, що знижують параметри КТП.

Високовольтне введення в підстанцію — повітряне або кабельне,  лінії, що відходять, — кабельні або повітряні.

На фідерах, що відходять, встановлюються автоматичні вимикачі стаціонарного або висувного виконання, також можуть встановлюватися рубильник — запобіжники (за бажанням замовника).

КТП встановлюються на фундамент палі або на блоки. Схемою для КТП передбачене внутрішнє освітлення і обігрів. Вимкнення електронагрівників може здійснюватися вручну або автоматично.

На стороні 0,4 кВ передбачається контроль струму на вводах і напруги фаз. Для зручності підключення кабелів на стороні 0,4кВ передбачені люки. КТП має електричні і механічні блокування, що забезпечують безпечну роботу обслуговуючого персоналу.

КТП можуть комплектуватися трансформаторами: масляними: ТМ, ТМГ; сухими: ТСЗ, ТСН тощо.

2.2 Вибір кількості та потужності трансформаторів

Для живлення електроприймачів даного цеху вибираємо двотрансформаторну підстанцію. При установці на знижувальній підстанції двох трансформаторів їх номінальну потужність вибирають такою, щоб при вимкненні одного із них інший міг забезпечити електропостачання споживачів першої та другої категорії надійності з допустимим перевантаженням. У відповідності із правилами технічної експлуатації в післяаварійних режимах допускається перевантаження трансформаторів на 40% (але не більше 6 годин на добу на протязі 5 діб). У нормальному режимі навантаження трансформаторів повинно становити 60-70% від сумарного навантаження підстанції.

Визначимо номінальну потужність трансформаторів, після установки конденсаторних установок:

    кВА;    (2.6)

Вибираємо два трансформатори типу ТМ-400/10/0,4 кВ з паспортними даними: UK=5,5%, РХ=1,45 кВт, РК=5,5 кВт,

Коефіцієнт завантаження трансформатора в нормальному режимі для двотрансформаторної підстанції:

   ;       (2.7)

В аварійному режимі при вимкненні одного з трансформаторів:

.

Отже, трансформатори вибрані правильно.

Для живлення цеху вибираємо трансформаторну підстанцію 2КТП/П В-К 400/6(10)/0,4 У1 з двома трансформаторами по 400 кВА (рисунок 2.2)

Рисунок 2.2 – Зовнішній вигляд і компоновка КТП

2.3 Вибір кількості, типу та розташування розподільних пристроїв

Групові щитки є найпоширенішими вузлами мережі, з якими найчастіше має справу обслуговуючий персонал. Щитки повинні розміщуватися по можливості за найбільш сприятливих умов середовища, для чого вони часто виносяться з цехів із важкими умовами середовища в суміжні цехи або проходи, а іноді, спільно з силовими щитками, встановлюються в спеціальних щитових приміщеннях. Установка щитків у вибухонебезпечних приміщеннях не допускається.

Групові щитки повинні встановлюватися в місцях, зручних для обслуговування. Рекомендовано розташовувати їх по можливості в центрі навантажень споживачів або з деяким зсувом у бік живлення ТП. Не рекомендується живити велику кількість групових щитків від однієї лінії.

Групові щитки, як було вище сказано, бувають розподільчими і живильними. Щитки являють собою невеликі панелі, на яких змонтовані запобіжники, вимикачі або рубильники та затискачі для приєднання проводів, що відходять до струмоприймачів.

Pозподільні шафи містять загальний рубильник та запобіжники для трифазних приєднань, кількість яких може досягати восьми. На щитах, шафах і щитках замість плавких запобіжників можуть бути використані більш досконалі апарати захисту - автоматичні вимикачі.

На вводах у групові щитки (при числі груп до п'яти включно) апарати керування встановлювати не вимагається. При більшому їх числі на вводах потрібно установлювати апарати керування. У цьому випадку доцільна установка автоматичних вимикачів, які суміщають функції захисту і керування. Можливий також вибір комбінованих розчеплювачів цих автоматів на найбільший для даного типу апарату струм в цілях підвищення стійкості до струмів короткого замикання, оскільки вони не призначені служити апаратами захисту.

Вибираємо сучасні щитки марки СПА-77, технічні характеристики яких наведені в таблиці Б.1 додатку Б.

Умови експлуатації:

  1.   температура навколишнього повітря від +1 до +40 С;
  2.  висота над рівнем моря не більше 2000м;
  3.  навколишнє середовище невибухонебезпечне, не містить агресивних газів або пари, що руйнують метали та ізоляцію.

Рисунок 2.3 – Вигляд зсередини розподільного пристрою

Шафи виготовляються підлогового і навісного виконання з рубильником на вводі . Шафи серії СПА - 77 комплектуються: ввідним рубильником серії РБ-2, РБ-4і серії ВР32 ( для шаф навісного виконання ) з боковим приводом, автоматичними вимикачами на лініях серії ВА-5135. Шафа складається з оболонки безкаркасної конструкції. Двері замикаються замком. У шафах навісного виконання зі ступенем захисту IP54 двері ущільнені гумовим шнуром. В оболонку встановлюється шасі з комплектуючими елементами. Шафа має нульову шину з затискачами для приєднання нульових жил і вхідних та відхідних ліній. Шафа поставляється повністю укомплектованою і готовою до експлуатації. Ступінь захисту IP21 і IP54. Монтаж шаф типу СПА – 77 здійснюється за допомогою кріпильних кронштейнів до стіни.
2.4 Вибір трас та способів прокладання низьковольтних кабельних ліній

Для споживачів внутрішньоцехові електричні мережі виконують за радіальною схемою, так як електричні навантаження розміщенні на певній відстані і вони потребують неперервного живлення. Радіальна мережа в цьому плані є найбільш надійною. Малопотужні електроприймачі живлять від силових збірок.

При побудові схем електропостачання потрібно керуватися такими основними принципами:

– максимальне наближення джерел живлення до споживача;

– резервування живлення для окремих категорій споживачів повинно бути здійснено в самій схемі електропостачання.

Силові кабелі і проводи від силових розподільчих пунктів до щитів керування двигунами прокладають в металевих трубах, вмонтованих в підлогу. Труби заготовляють в монтажних майстернях, монтаж труб проводять на місцях, запускаючи в труби стальний оцинкований дріт ПСО-3 (вудочку). Після закладки труб за допомогою цих дротів протягують проводи чи кабелі. Силові пункти кріпляться анкерами до колони чи до стіни на спеціальному фундаменті в якому знаходиться отвір, через який до СП буде прокладатися кабель, провід для його під׳єднання.

Під час монтажу силових щитів, а також розподільчих чи щитів керування, особливу увагу звертати на правильну і акуратну розводку проводів та жил кабелів, щоб їх було добре видно і вони були промарковані.

Під час вибору трас для прокладання кабелів і шинопроводів виходять із наступного: мінімальна витрата провідникових матеріалів, захист їх від механічних пошкоджень, корозії, вібрацій, перегрівання, пошкодження сусідніх кабелів. При цьому потрібно щоб, прокладені кабелі по можливості не перехрещувались між собою і з трубопроводами. Кабелі укладаються із деяким запасом.

2.5 Вибір марок і перерізу проводів низьковольтних ліній (шинопроводів)

Вибір кабелів в умовах нормального режиму визначається допустимим нагріванням кабеля, вибраного згідно з таблицями ПУЕ, виходячи з тривалого допустимого струму навантаження, з врахуванням поправних коефіцієнтів на відхилення температури навколишнього середовища від розрахункової та кількості разом прокладених кабелів. Поправковий коефіцієнт на характер режиму роботи споживачів не враховується, так як він є довготривалим. Оскільки на шинах 0,38 кВ повинна підтримуватися напруга 1,05Uном , то загальний спад напруги до споживача напругою Uном =380 В, може становити 10% від номінальної.

В умовах нормального режиму вибір перерізу жил кабелів до кожного електроприймача проводиться за робочим струмом і допустимою температурою нагрівання.

Робочий струм електроприймача

IP = ,         (2.1)

де РРi – реактивна потужність електроприймача;

QPi - активна потужність електроприймача;

Uн – номінальна напруга мережі.

Вибір перерізу кабелів при нагріванні в нормальному режимі полягає у визначенні такого мінімального перерізу, який допускає струм не менший від  розрахункового

             (2.2)

 де Ір — розрахунковий струм того рівня навантаження, на якому вибирають кабельну лінію, А.

Допустимий тривалий струм для кабелів з урахування умов прокладення та відхилення параметрів навколишнього середовища від стандартних умов при їх довготривалому характері визначають так:

            (2.3)

 де Ксер — поправковий коефіцієнт на температуру навколишнього середовища, якщо вона відмінна від стандартної згідно з ПУЕ;

Кпр — поправковий коефіцієнт на кількість кабелів, що лежать поруч у землі згідно з ПУЕ;

Ідоп — допустимий тривалий струм провідника стандартного перерізу для стандартних умов (для одноколової лінії; стандартних температур для землі та води +15оС і +25оС для повітря) залежно від матеріалу жил, їх ізоляції, способу прокладання, А.

Зробимо розрахунок для першого споживача (рубальна машина):

,

, А

 умова виконується.

Аналогічно розраховуємо параметри інших споживачів, результати заносимо в таблиці Б.2 і Б.3 додатку Б.


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

3.1 Розрахунок струмів короткого замикання

Для вибору і перевірки стійкості електричних апаратів (ЕА) і струмопровідних частин до струмів КЗ розраховують:

  1.  найбільше початкове діюче значення періодичної складової струму трифазного КЗ Іп(0);
  2.  ударний струм трифазного КЗ іу.

Для перевірки надійності спрацювання захисту розраховують значення струмів однофазного короткого замикання на землю [1].

Розрахунок струмів КЗ в низьковольтній мережі проводиться з врахуванням наступних особливостей:

– система вводиться в схему заміщення як джерело постійної ЕРС з нульовим внутрішнім опором;

– поряд з індуктивними опорами враховують також і активні опори трансформаторів, ліній, шинопроводів, комутаційних апаратів;

– в схему заміщення вводять додатково перехідний опір контактних з’єднань;

– розрахунок проводиться в іменованих одиницях.

Мережі промислових підприємств напругою до 1 кВ характеризуються великою протяжністю і наявністю великої кількості комутаційної та захисної апаратури. При напрузі до 1 кВ навіть невеликий опір має великий вплив на струм КЗ. При відсутності достовірних даних про контакти і їх перехідні опори рекомендується при розрахунку струмів КЗ в мережах, що живляться трансформаторами потужністю до 630 кВА, враховувати наступним чином:

0,015 Ом – для розподільчих пристроїв на станціях і підстанціях;  0,02 Ом – для первинних цехових РП, а також на затискачах апаратів, що живляться радіальними лініями від щитів підстанцій або головних магістралей;

0,025 Ом – для вторинних цехових РП, а також на затискачах апаратів, що живляться від первинних РП.

Проведемо розрахунок струмів КЗ в мережі живлення 0.38 кВ для електродвигуна рубальної машини.

 

Рисунок 3.1 – Розрахункова схема низьковольтної електричної мережі

Рисунок 3.2 – Схема заміщення для розрахунку струмів КЗ

Визначаємо значення опорів схеми заміщення.

Опори трансформатора та зводимо до напруги основного ступеня (400В).

    мОм;

  мОм.

Опори струмових котушок розщіплювачів АВ залежать від ІНОМ вимикача, відповідно для:

  QF1: rQF1 = 0,12 мОм; xQF1 = 0,05 мОм;

  QF2: rQF2 = 0,14 мОм; xQF2 = 0,08 мОм;

  QF3: rQF3 = 0,16 мОм; xQF3 = 0,1 мОм.

Опір збірних шин на КТП: rШ = 0,77 мОм; xШ = 1,33 мОм.

Перехідний опір на шинах підстанції rД1 = 15 мОм.

Перехідний опір на приєднанні до СП rД2 = 20 мОм.

Перехідний опір на приєднанні споживача rД3 = 25 мОм.

Точка К1.

Сумарні опори зв’язку із точкою К1:

   мОм;

   мОм.

Струм КЗ в точці 1:

   кА.

Стала часу згасання перехідного процесу:

   .

Ударний коефіцієнт згідно з [4, ст. 143] КУД = 1.0.

Ударний струм:

    кА.

Точка К2.

Сумарні опори зв’язку із точкою К2:

  мОм;

  мОм.

Струм КЗ в точці К2

  кА.

Ударний струм:

   кА.

Точка К3.

Сумарні опори зв’язку із точкою К3:

мОм;

  мОм.

Струм КЗ в точці К3

   кА.

Ударний струм

    кА.

Ці значення струмів КЗ необхідні для правильного вибору електромагнітних вставок автоматичних вимикачів та перевірки апаратури на термічну та динамічну стійкість. Результати розрахунку зводимо в таблицю В.1 додатку В.

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

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

  1.  по напрузі: ;
  2.  по струму: ;
  3.  по конструктивному виконанню;
  4.  по гранично відключаючому струму: .

Таблиця 3.1 – Вибір ввідних і секційного автоматичних вимикачів напругою  0,4 кВ

Розрахункові дані

Номінальні дані

Тип автомата

ВА88-40

кА

кА

Вибір шин проводимо за допустимим струмом. Для з’єднувальних елементів окремих РЩ вибираємо шини прямокутного перерізу.

Максимальний робочий струм А.

Вибираємо алюмінієві прямокутні шини, розміром 304мм і площею поперечного перерізу 120 мм².

Перевіряємо шини за максимально допустимим струмом:

- при зниженні напруги на 5%:

А;

- тривало допустимий струм:

А > A;

Перевіряємо шини на термічну стійкість:

,                                                      (3.1)

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

мм²,

мм2 < мм2;

Перевіряємо шини на динамічну стійкість.

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

Зусилля взаємодії між фазами:

;                                                   (3.2)

Н/т;

Напруженість в матеріалі шин від взаємодії між фазами:

;          (3.3)

МПа.

Зусилля взаємодії між фазами:

;                                                (3.4)

Н/т.

Віддаль між прокладками:

;                                 (3.5)

м.

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

Вибираємо ізолятори за допустимим зусиллям на ізолятор:

;                                            (3.6)

кН.

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

кН,

;

кН  > кН.

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

3.3 Вибір електричних апаратів комірок вводу

Вибір автоматів для силових щитів проводимо аналогічно вибору автоматичних вимикачів на низькій стороні трансформаторної підстанції. Всі результати зводимо в таблицю В.2 додатка В.

Рисунок 3.1 – Зовнішній вигляд автоматичного вимикача серії ВА 47

Магнітний пускач – це комутаційний апарат для пуску, зупинки та захисту електродвигунів. Він складається з електромагнітного контактора, теплового реле та допоміжних контактів, які призначенні для керування двигунами напругою 380 В і потужністю до 150 кВт.

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

  ;                         (3.7)

  ;                       (3.8)

 .                        (3.9)

Рисунок 3.2 – Зовнішній вигляд магнітних пускачів серії ПМЛ

        Результати вибору магнітних пускачів наведені в таблиці В.3 додатку В.

3.4 Вибір трансформаторів струму для приладів контролю

Вибираємо трансформатори струму з боку 0,38 кВ.

У колі вторинної напруги трансформатора встановлюємо:

- амперметр в кожній фазі;

- ватметр;

- варметр;

- лічильники активної і реактивної потужності.

У таблиці 3.3 подано розрахункові дані для вибраного трансформатора струму ТЛМ-0,4-2.

Таблиця 3.3 – Дані до вибору трансформатора струму ТЛМ-0,4-2

Розрахункові дані

Каталожні дані

UУСТ = 0,38 кВ

UНОМ = 0,4 кВ

IРОБ.МАХ = 774 А

ІНОМ = 1000 А

іУ = 10,24 кА

ВК = 280 кА2  с

ТІНОМ)2tГР = 1500 кА2  с

Перевіряємо трансформатор струму за вторинним навантаженням, користуючись схемою увімкнення і довідниковими даними приладів (табл. 3.4).

Таблиця 3.4 – Вторинне навантаження трансформатора струму

Прилад

Тип

Навантаження

Фаза А,

ВА

Фаза В,

ВА

Фаза С,

ВА

Амперметр

З-335

0,5

0,5

0,5

Ватметр

Д-335

0,5

0,5

Варметр

Д-335

0,5

0,5

Лічильник активної енергії

СТ-ЭА05

2,5

2,5

Лічильник реактивної енергії

СТ-ЭР05

2,5

2,5

2,5

Всього

6,5

3,0

6,6

Для дотримання заданого класу точності трансформаторів струму визначаємо переріз з’єднувальних мідних проводів (=0,0175 Ом), прийнявши їх довжину lРОЗР =50 м,

    ,    (3.10)

де  rН – номінальне навантаження ТС для даного класу точності,      rН = 0,8 Ом;

rПРИЛ – опір приладів підєднаних до ТС, Ом;

rК – опір контактного з’єднання ТА з приладами, Ом,

Ом;

;

мм2.

Вибираємо контрольний кабель КВВГ з мідними жилами перерізом 2,5 мм2.


4. Дослідження енергетичних режимів роботи асинхронного електроприводу при зміні показників якості електричної енергії

4.1 Загальні відомості про електропривід

Електроприводом називають електромеханічну систему, яка складається із електродвигунного, передавального, перетворювального і керуючого пристроїв та робочого механізму, призначену для приведення в дію виконавчих органів машини і керуванням цим рухом. У загальному випадку електропривід являє собою складну систему елементів з різноманітними режимами і швидкостями руху, на які впливають сили і моменти.

Механічну частину електроприводу утворюють: рухома частина електродвигунного пристрою, передаючий пристрій і виконавчий орган. Передавальний пристрій забезпечує передачу і узгодження руху від електричного двигуна, а також зміну параметрів цього руху в деяких випадках. До найпростіших передавальних пристроїв відносять муфти (без зміни параметрів руху), редуктори, пасові і ланцюгові передачі та регульовані муфти – електромагнітні, гідравлічні (зі зміною параметрів руху). Передавальний пристрій забезпечує електродвигун заданими параметрами електроенергії.

Електропривід змінного струму з асинхронними двигунами (АД) в теперішній час є найпоширенішим на промислових підприємствах металургійної, гірничо-видобувної промисловості, транспорту. Перспективи його розвитку зумовлюють необхідність ґрунтовного дослідження впливу показників якості електроенергії на роботу електроприводу в різних його режимах. Дослідження передбачає розробку заходів, що забезпечать ефективне функціонування та ефективність роботи приводу, оскільки збій в роботі електроприводу може призвести до матеріальних збитків, що викликані перериванням технологічних процесів із подальшим браком продукції, витратами на відновлення та ремонт АД, а також на відновлення нормальних технологічних процесів виробництва, та ін. Окрім того, характеристики і параметри АД внаслідок ремонту або тривалої експлуатації змінюються і не відповідають паспортним, що призводить до неефективної роботи пристроїв релейного захисту та автоматики. які точно налаштовані на заводські параметри.

Процеси, що впливають на енергозбереження в електроприводі і визначають тенденції його розвитку[8]:

  1.  розвиток енергозатратних технологій, при зростаючій важкості отримання енергії і дефіциті доступних енергоресурсів;
  2.  ускладнення технології, що призводить до збільшення використання регульованого електроприводу змінного струму;
  3.  зростаючі вимоги створення умов для безаварійної роботи електроприводу за рахунок підвищення ефективності управління режимами енерговикористання електричних машин;
  4.  стрімкий розвиток перетворювальної техніки (закриваючих тиристорів і силових транзисторів), а також засобів керування (мікропроцесорної технікі, мікроелектроніки та ін.);
  5.  поява доступних і потужних засобів моделювання, що відкривають нові можливості для раціонального проектування і оптимізації електроприводу;

Тому задача розробки і широкого застосування енергозберігаючих заходів і засобів є актуальною для промислового електроприводу.

 Об’єднання в єдину схему різних за природою функціональних елементів електроприводу покладається на багаторівневі синхронізуючі пристрої. Це сукупність конструктивних, схемотехнічних і програмних засобів, що забезпечують безпосередню оптимальну взаємодію елементів приводу, з метою максимальної реалізації їх можливостей[8].

 Пристрій першого рівня характеризується механіко-енергетичною взаємодією двигуна і робочого механізму і являє собою механічну, гідравлічну або електромагнітну передачу енергії від електричної машини на виконавчий механізм. Його функції зводяться до синхронізації руху двигуна і виконавчого органу механізму при максимальному ККД передачі і стійкій роботі у всіх режимах. Це забезпечується синхронізацією механічних характеристик двигуна і механізму за формулою:

      (4.1)

 де МJ – динамічний момент приводу; Δω – приріст частоти обертання; β і βс – жорсткість механічних характеристик двигуна і механізму.

Швидкодія механічної частини приводу характеризується електромеханічною сталою часу Тм, величина якої коливається від десятих секунди до кількох секунд.

Другий і третій рівні – електроенергетичні. Щоб двигун отримав електроенергію із необхідними параметрами амплітуди і частоти напруги в кожній фазі, а також для управління і регулювання параметрів потоку енергії, використовують статичний перетворювач. Оскільки двигун – неперервний нелінійний елемент, а перетворювач – неперервний дискретний елемент, то виникає потреба в синхронізації їх роботи. Для отримання максимального ККД, коефіцієнта спотворення, необхідно заживити двигун квазісинусоїдальним струмом і напругою. На цих рівнях вирішується задача покращення енергетичних і динамічних характеристик приводу. Швидкодія електроенергетичних рівнів характеризується електромагнітними сталими часу Те, що має порядок сотих і десятих часток секунди.

Четвертий рівень – інтерфейси локального управління і регулювання параметрів енергетичного каналу приводу. Від організації даного інтерфейсу залежать функціональні і сервісні можливості приводу, точність і швидкодія. Інтерфейс реалізований у вигляді портів, таймерів, цифро-аналогових перетворювачів і підсилювачів формування сигналів керування силовими транзисторами чи тиристорами.

П’ятий рівень – пристрої інформаційно-вимірювальної системи приводу. Вимірюються такі величини:

  1.  електричні (струм, напруга, ЕРС і т. д.);
  2.  механічні (момент, швидкість, переміщення);
  3.  технологічні (тиск, температура, напір).

Пристрої п’ятого рівня здійснюють перетворення сигналів з первинних давачів, гальванічну розв’язку, підсилювання, інтегрування, аналого-цифрове чи імпульсно-цифрове перетворення сигналів для подачі їх у форматі мікроконтролерної АСК.

Шостий рівень – інтерфейс міжприводного обміну, реалізує координацію роботи локальних електроприводів між собою і зв’язок з центральною ЕОМ найвищого рівня ієрархії.

4.2 Показники якості електроенергії

Якість електроенергії, а також надійність електропостачання споживачів та економічність роботи енергосистеми забезпечується роботою управління режимами енергосистем. Розвиток суспільства супроводжується зростаючим споживанням електричної енергії, збільшенням енергоємності і концентрації навантажень. Зростає кількість нелінійних, несиметричних, різкозмінних промислових споживачів електричної енергії.
 Так як практично усі технічні засоби підвищення якості електроенергії мають у своєму складі реактивні елементи і тому впливають на баланс реактивної потужності у мережі, то необхідний комплексний аналіз цих питань.
 Основними типами спотворень в електричних мережах є:
- вищі гармоніки, частота яких кратна основній частоті;
- інтергармоніки –гармоніки, частота яких некратна основній частоті;
- коливання напруги;
- короткочасні провали напруги, амплітуда яких перевищує 10 % і може досягати 100 % (перерва живлення);
- несиметрія напруги (у трьохфазних системах);
- сигнали систем управління, які передаються по дротам ліній електропередач;
- зміни частоти;
- компоненти постійного струму (різні перетворювачі).

До показників якості електроенергії відносяться:
- усталене відхилення напруги dU
у;
- розмах зміни напруги dU
t;
- доза флікеру P
t;
- коефіцієнт спотворення синусоїдальності кривої напруги K
U;
- коефіцієнт n-ої гармонічної складової напруги K
U(n);
- коефіцієнт несиметрії напруги по зворотній послідовності K
2U;
- коефіцієнт несиметрії напруги по нульовій послідовності K
0U;
- відхилення частоти Df;
- термін провалу напруги Dt
П;
- імпульсна напруга U
імп;
- коефіцієнт тимчасової перенапруги K
ПЕРU.

Встановлено два рівня норм якості електроенергії: нормально допустимі та гранично допустимі. Відхилення напруги характеризується показником - усталене відхилення напруги dUу. На затискачах споживачів електричної енергії нормовані значення дорівнюють відповідно ± 5 % і ±10 % від номінального значення напруги мережі. Норми по цьому показнику якості електроенергії в точках загального приєднання споживачів до мереж напругою 0,38 кВ повинні бути встановлені у договорах на використання електричної електроенергії між організацією, що здійснює постачання енергії і споживачем.
Коливання напруги характеризується показниками:
- розмах зміни напруги dU
t;
- доза флікеру P
t.

Несинусоїдальність напруги характеризується такими показниками:
- коефіцієнт спотворення синусоїдальності кривої напруги K
U;
- коефіцієнт n-ої гармонічної складової напруги K
U(n).

 Несиметрія напруги характеризується такими показниками:
- коефіцієнт несиметрії напруги по зворотній послідовності K
2U;
- коефіцієнт несиметрії напруги по нульовій послідовності K
0U.
Значення цих показників в точках загального приєднання у мережах 0,38 кВ дорівнюють 2 і 4 %.
 Провал напруги характеризується терміном провалу, для якого встановлено у електричних мережах до 20 кВ не більше 30 с. Термін автоматичної ліквідації цього провалу напруги у будь-якій точці приєднання до електричної мережі, визначається часом спрацювання релейного захисту та автоматики.
 Імпульс напруги характеризується амплітудним значенням напруги.
Тимчасові перенапруги характеризуються за допомогою коефіцієнта тимчасової перенапруги:  
- грозові імпульсні перенапруги;
- комутаційні перенапруги: для мереж, напругою 0,38 кВ допустима перенапруга складає– 4.5 кВ; для мереж, напругою 6 кВ – 27 кВ; для10 кВ – 43 кВ; для 35 кВ – 148 кВ; для110 кВ – 363 кВ.

4.3 Принцип дії трифазного АД

Електромеханічні та механічні характеристики АД часто представляються у вигляді залежності струму і моменту від ковзання s. У цьому випадку одержувані аналітичні вирази мають компактну форму запису і більш зручні для аналізу і обчислень.

Рисунок 4.1 – Електромеханічні характеристики АД

Характерні точки електромеханічної характеристики наступні:
1)
s = 0,  = 0, = 0, I1 = I0 - точка ідеального холостого ходу;
2)
s = l,  = 0, I1 = Iкр, з = Iп - точка короткого замикання;
3)
s1 = sк,г, 1 = 0 (1 - s1), - Точка максимального значення струму ротора, що лежить в області негативних ковзань;
4) s  ± ,    , - асимптотичне значення струму ротора при нескінченно великому збільшенні ковзання і швидкості.

Рисунок 4.2 – Механічна характеристика АД

Вираз для механічної характеристики АД можна отримати, розглянувши баланс потужності в ланцюзі ротора. Характерні точки механічної характеристики наступні:
1) s = 0,  =
0, M = 0 - точка ідеального холостого ходу;
2) s = l,  = 0,
М = Мк,з = Мп - точка короткого замикання;
3) s = s
к,д, М = Мк,д, s = -sк,г, Мк = - Мк,г - точки екстремуму;
4) s  ± ,   ,
М  0 - асимптота механічної характеристики, якої є вісь швидкості.

Енергетичний режим роботи АД визначається значенням і знаком ковзання, а саме (рис. 4.2):
 1)
s = 0,  = 0 - режим ідеального холостого ходу;
 2)
s = l,  = 0 - режим короткого замикання;
 3) 0
<s <<0 - руховий режим;
 4)
s <0, >  0 - генераторний режим (рекуперативний);
 5)
s> l,  <0 - генераторний режим (противмикання).
 Крім того, АД може працювати в генераторному режимі незалежно від мережі змінного струму, який називається режимом динамічного гальмування. У цьому режимі обмотка статора АД відключається від мережі змінного струму і підключається до джерела постійного струму, а ланцюг ротора замикається накоротко або на додаткові резистори.

4.4 Вплив показників якості енергії на роботу АД

Моменти обертання і ковзання асинхронних двигунів залежать від напруги на їх затискачах. При зниженні напруги ускладнюється пуск двигунів і знижується швидкість обертання, що призводить до зменшення продуктивності механізмів і збільшення струмів, тобто до збільшення втрат в мережі. При підвищенні напруги росте споживання реактивної потужності, прискорюється старіння ізоляції (наприклад, 1% підвищення напруги збільшує споживання реактивної потужності на 3%). Поява в мережі несиметрії напруги призводить до значного збільшення втрат активної потужності в обмотках двигуна внаслідок низького опору струмам зворотної послідовності і до зниження обертового моменту двигуна. Опір зворотної послідовності асинхронних двигунів в 5-7 раз менший опору прямої послідовності, тому допустима для двигунів несиметрія напруги обмежується значенням 2%, в протилежному випадку різко зменшується термін служби двигунів. Так, несиметрія напруги в 2% скорочує термін на 10,8%, при 4% - термін служби скорочується вдвічі. При несиметрії напруги 2% струм зворотної послідовності асинхронного двигуна  зростає до 15%, втрати в двигуні – на 8%, а додатковий нагрів обмотки з ізоляцією класу А досягає     5 0С, що є досить значним враховуючи те, що додатковий нагрів обмотки двигуна з ізоляцією класу А на 8 0С скорочує термін його служби вдвічі. Якщо несиметрія досягає 5%, струм зворотної послідовності зростає до 38%, втрати до 50%, а перегрів – до 30 0С.

Зменшення обертового і пускового моментів асинхронного двигуна при несиметрії напруги пропорційне квадрату коефіцієнта несиметрії напруги. Понад 20% асинхронних двигунів виходять з ладу в результаті роботи в несиметричному режимі[6].

Також дуже негативно впливає на роботу обертових машин зниження інших показників якості електричної енергії. Так вищі гармоніки викликають в двигунах підвищення втрат активної енергії за рахунок більш високого опору обмоток струмам підвищеної частоти.

Для асинхронних двигунів додаткові втрати активної потужності, зумовлені несиметрією та несинусоїдністю напруги, не залежать від навантаження двигунів і визначаються за формулою:

,

            (2.2)

де к2U – коефіцієнт несиметрії напруги, що дорівнює відношенню напруги зворотної послідовності до номінальної;

кu(n) – коефіцієнт n-ї гармонічної складової напруги;

Рн – номінальна активна потужність двигуна;

кад – коефіцієнт додаткових втрат при несиметричній та несинусоїдній

напрузі.

Значення коефіцієнта кад визначають в залежності від потужності двигуна: до 5кВт – від 4,0 до 3,0; від 5 до 100кВт – від 3,0 до 1,0; понад 100кВт – від 1,0 до 0,4.

Кількість діапазонів приймається в залежності від кількості груп двигунів, схожих за потужністю. Для кожного діапазону визначається сумарна потужність двигунів і середнє значення кад, а далі кад для загальної номінальної потужності всіх асинхронних двигунів:

,

           (2.3)

де n – кількість груп, на які розбита шкала номінальних потужностей асинхронних двигунів;

кАДі – середнє значення коефіцієнта кАД  для і-ї групи, визначається за виразом:

  1.  для асинхронних двигунів з номінальною потужністю до 5кВт:

                               кАД = 3,0 + 0,3·(5 - РН);

  1.  для двигунів з номінальною потужністю від 5до 100 кВт:

                         кАД = 1,0 + 0,021·(100 - РН);

  1.  для двигунів з номінальною потужністю понад до 100кВт:

                       кАД = 0,4 + 0,0067·(1000 - РН);

Р – сумарна номінальна потужність для даної групи;

Рні – верхня межа для і-ї групи.

Середнє значення кад в промисловості становить 1,85, в тому числі для вугільної промисловості 1,07; енергетики та нафтопереробної промисловості – 1,18; в хімічній промисловості – 1,68; чорній та кольоровій металургії – 1,7; промисловості будівельних матеріалів – 2,1; машинобудуванні та металообробці – 2,29; харчовій промисловості – 2,6; легкій промисловості – 2,91.

Додатковий перегрів обмоток асинхронного двигуна, зумовлений несиметрією та несинусоїдністю напруги визначається за формулою:

,

            (2.4)

де b – параметр, на основі правила Мартзінгера, b = 0,0866.

Отримане значення ∆τ підкладають у вираз для визначення терміну служби двигуна z або кратності зниження терміну роботи γ =1/z. Використавши формулу (2.3), отримаємо відносне значення тривалості нормальної роботи ізоляції при температурі відмінній від номінальної:

,

            (2.5)

Також негативно впливає на роботу обертових машин зниження інших показників якості електричної енергії. При зменшенні напруги на 10% термін служби асинхронного двигуна скорочується вдвічі.

Розглянемо детальніше вплив відхилення напруги мережі живлення на термін служби асинхронного двигуна.

Відомо, що розрізняють три номінальних режими роботи асинхронних двигунів: довготривалий, короткочасний і повторно-короткочасний. Далі розглянемо процеси, що мають місце при тривалих режимах роботи. Оцінку терміну служби проведемо за температурою обмотки статора з припущенням, що величина цієї температури залежить від електричних втрат в сталі, в обмотці статора і ротора, без врахування механічних втрат та інших втрат. Розподіл цих втрат можна оцінити шляхом складних теплових розрахунків або експериментально. В окремих джерелах приведено результати експериментального визначення цих втрат. Так, для асинхронного двигуна потужністю 2,2 кВт втрати в сталі становлять 108,1 Вт, а втрати в обмотках статора і ротора рівні 333,4 Вт, тобто співвідношення втрат 1:3. А, для асинхронного двигуна потужністю 200 кВт втрати в сталі – 3,95 кВт, втрати в міді складають 11,98 кВт, співвідношення втрат близько 1:3, тобто приблизно те ж співвідношення. Отже, можна прийняти співвідношення температур нагріву сталі τс і сумарної температури обмотки статора і ротора τст,р також в співвідношенні 1:3.

Для наступних висновків відмітимо одне важливе приблизне співвідношення, застосування якого при врахуванні сумарної температури τст,р дозволяє використовувати відносне значення струму ротора [8]:

.

      (2.6)

Всі аналітичні вирази будемо записувати у відносних одиницях – у відсотках від номінальних значень напруги Uном і струму статора Іст.ном. Зробимо оцінку додаткового нагріву ізоляції обмотки статора при ∆U<0. Оскільки складова температури, зумовлена втратами в сталі асинхронного двигуна пропорційна квадрату напруги, то частка цієї складової пропорційна значенню:

,

       (2.7)

Струм статора Істат (∆U) визначається за формулою:

              ,

                  (2.8)

де Мс – момент на валу асинхронного двигуна, в.о.;

bном – кратність максимального моменту при номінальній напрузі і частоті.

При bном ≥ 1,8 і ∆U ≤ 0,1 з похибкою не більше 2 % із виразу (2.8) одержуємо більш просту формулу:

                   .

          (2.9)

Відповідно, І2стат(∆U)≈М2с (1+2∆U) і за аналогією з (2.7), частка складової, що зумовлена струмами статора і ротора, пропорційна величині 2·∆U·М2с.

Щоб записати вираз для перевищення температури обмотки статора ∆τст, будемо виходити із допустимого значення, яке рівне 60 0С для ізоляції класу А. В цьому випадку, враховуючи прийняте співвідношення температур τс=15 ОС, ∆τст.р=45 ОС, можна представити розрахунковий вираз для ∆τст:

   ∆τст= –30·∆U + 90·∆U· М2с =30·∆(3·М2с -1).

           (2.10)

При Мс=1 одержуємо:

                              ∆τст= 60·∆U.

            (2.11)

Наприклад, при ∆U=0,1 температура перегріву рівна =6 ОС, що відповідає експериментально визначеним значенням (6-7 ОС).

Скорочення терміну служби ізоляції асинхронного двигуна визначається за формулою:

           .

        (2.12)

Так при тривалій роботі при напрузі, на 10% нижче номінальної, скорочення терміну служби становить:

                          ∆tc= 0,65, тобто 0,65·20 = 13років.

Вищі гармоніки струму і напруги негативно впливають на роботу електронних схем управління, релейного захисту,  автоматики, викликають резонансні явища в контурах, що утворюються індуктивністю мережі і ємністю конденсаторних установок, що призводить до перегріву і виходу їх з ладу. Тому забезпечення параметрів якості електроенергії на належному рівні є першочерговим завданням електроенергетичних систем.

4.5 Втрати енергії під час перехідних процесів

В перехідних режимах струми, що протікають по обмотках двигуна значно перевищують номінальні значення і викликають підвищені втрати енергії. Особливо велике значення втрати електроенергії в перехідних процесах мають для електроприводів для яких динамічний режим роботи є основним або становить значну частину від виробничого циклу (електропри-води прокатних станків, підйомних кранів, шахтних підйомних машин).

Втрати енергії за час перехідного процесу:

,    (4.16)

де ΔWK и Δ Wv – втрати енергії зумовлені постійними і змінними

втратами потужності, відповідно.

Зазвичай приймають, що постійні втрати потужності незмінні під час перехідного процесу.

                 (4.17)

Точне обчислення інтегралу змінних втрат, у багатьох випадках доволі складне, оскільки необхідно знати закон зміни струмів двигуна в перехідному процесі i(t) і мати дані про зміни опору R. Найбільш зручно виразити втрати енергії в перехідних процесах, якщо виразити їх через механічні величини.

Втрати енергії в роторі АД виражаються аналогічно до втрат у колі якоря ДПС незалежного збудження.

,    (4.18) де         -відносний перепад швидкості.

З урахуванням рівняння електроприводу:

                      (4.19)

Втрати енергії:

               (4.20)

Приймаємо Мс=0 і замінюємо dw на ds:

                (4.21)

Змінюємо межі інтегрування:

             (4.22)

Втрати енергії в міді статора АД виразимо через втрати потужності

     (4.23)

           (4.24)

Втрати в роторі АД не залежать від його опору в той час, як втрати в статорі обернено пропорційні опору ротора. Для визначення втрат енергії в двигуні під навантаженням, необхідно обрахувати вираз:

     (4.25)

В загальному вигляді рішення ускладнене оскільки момент завантаження і швидкість можуть бути нелінійними функціями від часу. Для спрощення приймемо, що Mс=const, тоді:

   (4.26)

Для визначення втрат необхідно знати аналітичний вираз зміни швидкості від часу. Якщо він занадто складний, тоді для визначення інтегралу використовується графо-аналітичний метод

 

Рисунок 4.3 – графо-аналітичний метод.

Інтеграл являє собою площу, обмежену кривою w(t), віссю часу та вертикальною лінією t=tпп. Заштрихована площа:

              (4.27)

Повні втрати енергії:

              (4.28)

Таким чином, щоб знайти втрати енергії в роторі АД при Mс=const необхідно визначити втрати енергії Mс=0, побудувати залежність w(t) і, знайшовши площу Fп, визначити другу складову втрат. Для визначення втрат в статорі АД, знайдені втрати в роторі домножуються на відношення опорів кіл статора і ротора.

      (4.29)

Після чого визначаються сумарні втрати АД:

               (4.30)

4.6 Способи економії енергії, якщо показники якості енергії не забезпечуються

1. Підвищення номінальної потужності електродвигунів у споживачів з рівномірними графіками навантаження.

Прикладом рівномірного навантаження є робота вентиляторів і насосів. Для них рекомендується підвищення на 20...25 % номінальної потужності електродвигунів у порівнянні з фактичним навантаженням робочого механізму. Додаткова вартість двигуна більшої потужності відносно невелика, і в той же час він є більш надійним і довговічним. Це забезпечується за рахунок відсутності перевантажень які виникли б у двигунів без запасу потужності при пониженні напруги, що часто трапляється в сільських мережах. Двигун підвищеної потужності має менші втрати енергії.

2. Заміна недовантажених двигунів, на двигуни меншої потужності.

У сільському господарстві експлуатується чимало двигунів, які слабо завантажені. У ряді випадків їх навантаження не перевищує 50...60%. Очевидно, що вигідніше замінити їх на менш потужні. Одержуване в цьому випадку зниження втрат електроенергії компенсує навіть витрати, пов'язані із заміною двигунів.

3. Вибір потужніших двигунів, при нерівномірному завантаженні.

При нерівномірному навантаженні устаткування вибирають потужність двигуна, близьку до максимального розрахункового навантаження. Це найбільш поширене на практиці рішення по вибору електродвигунів, яке забезпечує економне використовування електроенергії.

4. Застосування обмежувачів холостого ходу.

У тих випадках, коли машини працюють із частими періодами холостого ходу, наприклад подрібнювачі кормів із ручним завантаженням сировини, метало-ріжучі верстати у майстернях і т. п., доцільно застосовувати автоматичні обмежувачі холостого ходу. Вони є автоматичними вимикачами, які відключають устаткування протягом 10 хв, якщо його завантаження відповідає режиму холостого ходу. Такі обмежувачі дозволяють не тільки заощадити електроенергію, але і усунути аварійні ситуації у разі неуважності і недисциплінованості робітників, обслуговуючих устаткування.

5. Використання багато-швидкісних двигунів.

Іншим прийомом економії електроенергії устаткуванням, що працює з частими пусками і короткочасними зупинками, є вживання багато-швидкісних електродвигунів. Такі електродвигуни забезпечують рекуперацію електроенергії за рахунок перемикання з підвищеної швидкості на знижену в період гальмування.

6. Зменшення реактивного навантаження двигунів.

Втрати електроенергії можна понизити і за рахунок зниження реактивного навантаження двигунів. На сьогодні, електричне навантаження окремих тваринницьких ферм і птахофабрик досягає 6 тис. кВт і більше. У результаті їх діяльності реактивна потужність виросла до декількох тисяч квар. Встановлено що 1 квар реактивної потужності приводить до додаткових втрат від 1 до 15 % електроенергії. Це пояснюється тим, що реактивний струм, проходячи по обмоткам електродвигуна, затрачує електроенергію на подолання їх опору.

Окрім того, величина додаткових втрат від реактивного навантаження тим більше, чим менше був завантажений електродвигун. Наприклад, якщо для асинхронного двигуна потужністю 5,5 кВт при 100 % завантаженню соs φ=0,8, то при 50 %—0,65, при 30 % — 0,51. При коефіцієнті переходу реактивної енергії в активні втрати 0,1 кВт/квар додаткові втрати на 1 кВт корисно використаній потужності в даному прикладі складають при 100 % навантаженню 0,075 кВт, 50 % —0,116 кВт, 30 % — 0,170кВт[8].

7. Забезпечення номінальних параметрів двигунів.

Понизити втрати електроенергії можна і за рахунок підвищення якості ремонту електродвигунів, яка полягає в точному забезпеченні номінальних даних. В іншому випадку, з ремонту можуть бути випущені двигуни з підвищеним споживанням реактивної потужності, нерівномірним навантаженням окремих фаз, збільшеним струмом холостого ходу, значним відхиленням від заводських  даних та іншими серйозними недоліками.

8. Перемикання обмоток асинхронного двигуна.

У тих випадках, коли пік навантаження перевищує приблизно в 2 рази його величину в період мінімуму, доцільно застосувати спеціальні прийоми зниження втрат електроенергії. Одним з таких прийомів є перемикання обмоток асинхронного електродвигуна з „трикутника” на „зірку” в періоди його недовантаження, тоді втрати електроенергії зменшуються приблизно в 1,5 рази. Це пояснюється тим що при перемиканні обмоток двигуна з „трикутника” на „зірку” напруга кожній фази знижується в 1,73 рази, відповідно знижуються реактивне навантаження (зростає cos φ) і втрати активної потужності. Проте для виконання таких перемикань необхідно, щоб обмотки асинхронних двигунів були розраховані на лінійну напругу (380 В). Для перемикання рекомендується використовувати автоматичні пристрої.

Один із способів економії енергії це вибір раціональних режимів роботи і експлуатації електроприводів. Сюди відносять:

  1.  вибір раціонального способу і діапазону регулювання швидкості електроприводу, залежно від технологічних умов роботи машин і механізмів;
  2.  вибір раціонального способу регулювання швидкості, залежно від характеру зміни навантаження;
  3.  підвищення завантаженості робочих машин;
  4.  відмова від режиму неробочого ходу; 
  5.  зниження напруги на затискачах двигуна;
  6.  мінімізація струму і втрат енергії АД при зміні навантаження;
  7.  оптимізація динамічних режимів;
  8.  використання синхронної машини, як компенсатор реактивної енергії
  9.  використання акумуляторів енергії.

Якщо розглянути електроприводи турбомеханізмів, можна зауважити, що є три способи регулювання технологічного процесу:

- аеродинамічним шляхом, що полягає у дії на характеристику проточної частини (дроселюванням або установкою кута лопатей направляючого апарату). Спосіб пов’язаний із значним зниженням ККД;

- зміною швидкості обертання шляхом застосуванням регульованого приводу. Це забезпечує фактично незмінний, високий ККД, шляхом значного збільшення капіталовкладень;

- шляхом увімкнення і вимкнення кількох агрегатів у випадку, якщо працює група електроприводів.

Третій варіант регулювання має обмеження – за числом пусків нерегульованих електроприводів, через небезпеку поломки електричних машин з одного боку, і за кількістю пусків для технологічного механізму через екстремальні технологічні навантаження в пусковому агрегаті при прямому некерованому пуску - з іншого.

При плавному пуску виконуються обидві умови. Як варіант схеми керованого пуску може слугувати схема з тиристорним регулятором напруги в колі статора. Вартість таких пристрої приблизно у 5 разів менша за системи частото-регульованого приводу. В окремих випадках, вони підвищують час напрацювання на відмову двигунів у декілька разів.


5 Електробезпека

Безпеку робіт в діючих електроустановках забезпечують технічні і організаційні заходи.

До технічних заходів відносяться:

  1.  вимкнення електрообладнання і прийняття мір проти помилкового його вмикання;
  2.  встановлення тимчасових огороджень навколо не вимкнених струмоведучих частин і вивішування на вимикачах попереджувальних плакатів “Не вмикати – працюють люди’’;
  3.  приєднання переносного заземлення до заземлюючої шини, перевірка відсутності напруги на відключених струмоведучих частинах;
  4.  огородження робочого місця і вивішування плакату “ Працювати тут“.

Організаційними заходами є:

  1.  оформлення роботи нарядом або розпорядженням;
  2.  оформлення допуску до роботи;
  3.  нагляд під час роботи; оформлення перерви в роботі;
  4.  оформлення закінчення роботи.

При експлуатації діючих установок згідно ПТЕ і ПВЕ періодично проводяться електричні випробування, при яких потрібно дотримуватись спеціальних мір безпеки:

  1.  кожухи випробувального обладнання і випробувальної установки повинні бути заземлені;
  2.  місця випробувань повинно бути огороджено щитами, бар’єрами, канатами і вивішені попереджувальні плакати.
  3.  при випробуванні ізоляції жил кабелів підвищеною напругою необхідно, щоб камера або комірка, в якій знаходиться його протилежний кінець, була закрита, а на дверях вивішений плакат “ Стій – висока напруга’’.
  4.  Для вимірювання опору ізоляції електричних машин, трансформаторів, кабелів і проводів використовують мегаомметр.

При експлуатації діючих електроустановок передбачено різні захисні засоби і запобіжні пристосування, які служать для захисту персоналу від ураження електричним струмом, від дії електричної дуги і продуктів її горіння.

До ізолюючих захисних засобів відносяться: ізолюючі і вимірювальні штанги, кліщі, вказівники напруги, діелектричні рукавиці, калоші, боти, гумові коврики, підставки. При монтажі і обслуговуванні електроустановок, розміщених на висоті до 5м, використовують спеціальні приставні драбини, на яких може працювати тільки одна людина.

Електроприводи механізмів (насоси, вентилятори, компресори та інші) в більшості мають трифазні АД, обслуговування яких є небезпечним через наявність рухомих частин машин і механізмів, обертових частин електродвигуна і механічної передачі, струмоведучих частини системи електроживлення, металеві корпуси і кожухи електродвигунів. Для уникнення нещасних випадків, слід дотримуватись наступних правил:

  1.  всі струмоведучі частини і обертові частини електроприводу повинні мати огородження;
  2.  не можна одночасно доторкатись струмоведучих частин і заземлених частин електричної машини;
  3.  використовувати інструмент тільки з ізольованими ручками.

При експлуатації акумуляторних установок необхідно передбачити санітарно – гігієнічні умови які запобігають професійним отруєнням шкідливими речовинами (наприклад, пари кислот), а також нівелюють небезпеку отримання опіків розчинами кислоти або лугу. Потрібно вмикати припливно–витяжну вентиляцію, категорично забороняється курити в приміщенні акумуляторної. Для захисту працівників від хімічних опіків, їм необхідно мати костюм із грубої шерсті, резинові фартухи, рукавиці і чоботи, захисні окуляри.

Переносити посуд із кислотою потрібно за допомогою спеціальних пристосувань. Для попередження розбризкування і опіків при виготовленні кислотного електроліту, потрібно поступово вливати кислоту в посудину з водою. Електромонтер, який обслуговує акумуляторні установки, повинен мати кваліфікаційну III групу.

При роботі ряду апаратів і машин створюється виробничий шум, зниження рівня якого досягається шляхом правильної технічної експлуатації електричного і механічного обслуговування, своєчасного і якісного проведення профілактичних ремонтів, а також використанням звукоуловлюючих пристроїв. Захист від вібрацій здійснюється перш за все шляхом вдосконалення кінематики механізмів.

У процесі виробництва широко використовується переносний електрифікований інструмент, а також переносні світильники, при користуванні якими виникає підвищена небезпека ураження людей електрострумом. Живлення переносних електроприймачів пониженою напругою допускається тільки від спеціальних знижувальних трансформаторів або акумуляторних батарей. Металічні корпуси повинні бути заземлені.

При пошкодженні ізоляції металеві частини електроустановок можуть опинитися під напругою. Тому виникає необхідність встановлення заземлювальних пристроїв, що надійно з’єднують із землею металеві частини, які при нормальній роботі не знаходяться під напругою. Для виконання заземлення використовують природні та штучні заземлювачі. Розміщення штучних заземлювачів проводиться таким чином, щоб досягти рівномірного розподілу потенціалів по площі, зайнятої електрообладнанням.

Загальна площа цеху складає .

Заземлювачі виконуються з горизонтальних полосових електродів перерізом 4х40 мм, та вертикальних стержнів висотою 5м, діаметром 12 мм, що розташовані по периметру цеху на відстані 10 м одне від одного. Глибина закладання електродів в землю: t=0.8м.

В якості природного заземлення використовується система трос-опора. Опір природного заземлення приймаємо рівним: Rп = 2 Ом.

Розрахунковий струм замикання на землю на стороні 10 кВ – 1200 А.

У розрахунках багатошаровий ґрунт приймається, як двошаровий – верхній товщиною h1=1 м; з питомим опором ρо=200 Ом·м, нижній з питомим опором ρо=70 Ом·м; глибина заземлювача t=0.7 м.

Визначаємо напругу на заземлювачі за такою формулою

                                          ,                                           (5.1)

де Uдоп.дот – допустима напруга дотику;

кдот – коефіцієнт напруги дотику.

Розрахункова тривалість:

τ=tр.з.+tв.в.=0,12+0,08=0,2 с;

Для с Uдоп.дот=400 В.

Коефіцієнт напруги дотику розраховуємо за формулою:

                                        ,                                           (5.2)

де μ=0.66 при 200/70=2.86;

Lb – довжина вертикального заземлювача, м;

Lr – довжина горизонтального заземлювача, м;

а – відстань між вертикальними заземлювачами, м;

S – площа пристрою заземлення, м2;

- коефіцієнт, який визначається за опором тіла людини Rл і опором розтікання струму від її стоп Rс .



де Rл – опір людини (1000 Ом);

Rс=1,5.

Опір розтікання:

 ,·200=300 Ом;

;

;

.

Визначаємо допустиме значення опору заземлюючого пристрою за формулою

                                               ,                                              (5.4)

де Із – розрахунковий струм однофазного короткого замикання у даному електровлаштуванні.

Ом.

Кількість вертикальних заземлювачів по периметру контуру:

;      (5.5)

Приймаємо nВ=38.

Уточнюємо сумарну довжину горизонтальних електродів:

м.      (5.6)

Довжина сторін комірки:

м;      (5.7)

Загальна довжина вертикальних заземлювачів:

м;      (5.8)

Відносна глибина занурення в землю вертикальних електродів:

.

  ;     (5.9)

Знаходимо розрахунковий опір штучного заземлювача

                                                         ,     (5.10)

де - еквівалентний питомий опір землі.

З табл.7.6 [4] для 200/70=2.86  –  а/LB=1;  

Визначаємо 1.069, звідки ;

;

Загальний опір заземлення цеху з врахуванням природного заземлення:

Ом.     (5.11)

Визначаємо напругу дотику:

.

Отже, ніяких додаткових заземлювачів встановлювати не потрібно.

Штучне заземлення цеху виконано із горизонтальних полосових електродів, перерізом 4х40 мм, що перетинаються. Загальною довжина заземлення – не менше 190 м, складається з 38 вертикальних стержнів, діаметром 12 мм та довжиною 5 м, які розташовуються рівномірно по периметру заземлювача. Глибина занурення електродів в землю становить 0,7 м.


Висновки

У бакалаврській роботі розроблено систему електропостачання та вибрано електрообладнання цеху. Бакалаврська робота складається із графічної частини і розрахунково–пояснювальної записки.

У бакалаврській роботі висвітлено широке коло питань із основних розділів спеціальних курсів. На першому етапі проведений розрахунок електричних навантажень комплексним методом. На основі даного розрахунку виконано компенсацію реактивної потужності та вибір потужності і числа трансформаторів ТП, вибір схеми електропостачання. Після цього виконаний розрахунок мережі живлення і розподільчої силової мережі. Проведений розрахунок струмів к.з. в установках до 1000 В та вибір основних електричних апаратів і струмоведучих елементів, а також розраховане захисне заземлення для даного цеху.

Розроблено та висвітлено спецпитання, а саме дослідження енергетичних режимів роботи асинхронного електроприводу при зміні показників якості електричної енергії.


Перелік посилань на джерела

  1.   ГОСТ 28249-93.  Короткие замыкания в электроустановках.
  2.  Василега П. О. Електропостачання: Навчальний посібник. – Суми: ВТД «Університетська книга», 2008. - 415 с.
  3.  Михайлів М.І., Соломчак О.В., Гоголюк П.Ф. Розрахунок електричних навантажень. Навчальній посібник. - Івано-Франківськ : Факел, 2003. – 150 с.
  4.  Справочник по проектированию электроснабжения/ Под ред. Ю. Г. Барыбина и др. - М.: Энергоатомиздат, 1990. – 576 с.
  5.  Синявський О. Ю., Горобець В. Г. Вплив якості електроенергії на енергетику електроприводів в усталеному режимі.
  6.  Жежеленко И. В., Саенко Ю. Л., Горпинич А. В. Влияние качества электроэнергии на надежность асинхронних двигателей.
  7.  Папайка Ю. А. Определение уровня дополнительных потерь в электрооборудовании промышленных предприятий при несимметрии и несинусоидальности напряжения.
  8.  Закладний О.М., Праховник А.В., Соловей О.І. Енергозбереження засобами промислового електропривода К.: Кондор. 2005. - 408 с.
  9.  ГОСТ-12.1.030-81 ССБТ Электробезопасность. Защитное заземле-ние. Зануление.
  10.  ДСТУ 3008-95. Документація. Звіти у сфері науки і техніки. Структура і правила оформлення.
  11.  ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.
  12.  ГОСТ 2.106-96 ЕСКД. Текстовые документы.
  13.  ДСТУ ГОСТ 7.1: 2006 «Бібліографічний запис. Бібліографічний опис. Загальні вимоги та правила складання».
  14.   ГОСТ 2.701-84 ЕСКД. Схемы. Общие требования к выполнению.
  15.   ГОСТ 2.750-68. ГОСТ 2.755-74. Умовні графічні позначення.
  16.   СТП 02070855-03-99. Стандарт підприємства. Курсовий і дипломний проекти. Вимоги до змісту та оформлення. – ІФДТУНГ : 1999. – 72 с.

 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

18855. Постмодернизм – истоки. Сложность и противоречие вмето ясности и простоты. Уроки Лас-Вегаса. Роберт Вентури 24.02 KB
  Постмодернизм – истоки. Сложность и противоречие вмето ясности и простоты. Уроки ЛасВегаса. Роберт Вентури. В архитектуре постмодернизм сформировался в США теоретически во второй половине 60х гг. а в практике строительства к концу 70х объединив различных по творческим ...
18856. Восточнохристианская архитектурная традиция. София Константинопольская. Тип крестово-купольного храма 27.78 KB
  Восточнохристианская архитектурная традиция. София Константинопольская. Тип крестовокупольного храма. Софи́я Константино́польская храм Св. Софии Премудрости Божией в Константинополе ныне Стамбул Турция выдающийся памятник византийской архитетктуры. Возведён...
18857. Победы и поражения Модернизма. 60-70гг. От интернационального стиля, до структурализма 23.16 KB
  Победы и поражения Модернизма. 6070гг. От интернационального стиля до структурализма. От интернационального стиля до структурализма. Развитие в Америке и Европе. Творчество Мис Ван дер Роэ. Последовательное применение принципа универсального пространства независимо ...
18858. Готический собор – образ христианского мира (Соборы Шатра,Парижа, Реймса.) 26.09 KB
  Готический собор – образ христианского мира Соборы ШатраПарижа Реймса. Периодизация французской готики: Зарождение готики. 30е гг. 12в. Расцвет готики. 13в. Поздняя готика. 1415 вв. Название появилось в Италии. Готическое – варварское плохое; от пле...
18859. Брутализм, необрутализм 20.48 KB
  Брутализм необрутализм от англ. brutal грубый направление современной архитектуры зародившееся в 1950х гг. в Великобритании архитекторы А. и П. Смитсон и затем распространившееся в Западной Европе США и Японии. Характерно стремление к обнажению конструктивной схемы по
18860. Русская иконопись XII – XVII в. Домонгольская икона, Андрей Рублёв, Дионисий, Симон Ушаков 24.83 KB
  Русская иконопись XII – XVII в. Домонгольская икона Андрей Рублёв Дионисий Симон Ушаков. Все основные иконографические типы Русь унаследовала от Византии. Поэтому для людей не особо искушенных в искусстве русская икона мало чем отличается от византийской. Те же типы Бого...
18861. Европейский классицизм 20.97 KB
  Европейский классицизм. Настало время и высокий мистицизм готики пройдя через испытания ренессанса уступает место новым идеям основанным на традициях древних демократий. Стремление к имперскому величию и демократическим идеалам трансформировалась в ретроспекцию п
18862. Уильям Моррис и «Движение искусств и ремёсел» 26.64 KB
  Уильям Моррис и Движение искусств и ремёсел. Движение искусств и ремёсел Arts Crafts английское художественное движение викторианской эпохи кон. 19 в. участники которого занимались ручной выработкой предметов декоративноприкладного искусства стремясь к сближению
18863. Микеланджело Буонарроти (Michelangelo Buonarroti; иначе Микеланьоло ди Лодовико ди Лионардо ди Буонаррото Симони) 24.74 KB
  Микеланджело Буонарроти Michelangelo Buonarroti; иначе Микеланьоло ди Лодовико ди Лионардо ди Буонаррото Симони 1475-1564 итальянский скульптор живописец архитектор и поэт. В искусстве Микеланджело с огромной выразительной силой воплотились как глубоко человечные полные героиче