Расчёт сети электроснабжения локомотивного депо

Реконструкцию системы электроснабжения данного локомотивного депо необходимо проводить по следующим причинам:

- высоковольтное и низковольтное распределительное устройство ТП Депо прошло нормативный срок эксплуатации;

- низковольтная распределительная сеть перегружена и находится в неудовлетворительном техническом состояние.

Понижающая подстанция, питающая данное депо (ТП Депо), включена в кольцевую схему железнодорожного узла и получает питание на напряжении

6 кВ по двум кабельным линиям от независимых источников. Распределительное устройство высокого напряжения ТП Депо секционировано. В качестве коммутационного аппарата установлен высоковольтный выключатель.

Первый питающий фидер подстанции выполнен кабелем 6 кВ марки ААШВ 3×120, длина 0,90 км. На первой секции шин установлен понижающий трансформатор типа ТМ-630/6/0,4.

Второй питающий фидер подстанции выполнен кабелем 6 кВ марки

АСБ 3×70, длина 0,70 км. Понижающий трансформатор второй секции шин типа ТМ-320/6/0,4. Системы шин высокого и низкого напряжения секционированы.

Подстанции депо (ТП Депо) имеет следующие посторонние низковольтные потребители: пост электрической централизации (ЭЦ) на 120 стрелок, заявленная мощность Р = 72,4 кВт, cos φ = 0,85 и станцию перекачки мазута, заявленная мощность Р = 50,0 кВт, cos φ = 0,85.

Также от первой секции шин 6 кВ подстанции депо отходит кабельная линия для питания комплектной трансформаторной подстанции (КТП) дистанции пути.

В распределительном устройстве высокого напряжения на существующей ТП Депо установлены комплектные камеры типа КСО 366. Приходящие и отходящие высоковольтные фидеры оснащены масляными выключателями типа ВМГ – 10 выработавшими нормативный ресурс.

При реконструкции ТП Депо необходимо:

- определить необходимость увеличения мощности или замены силовых понижающих трансформаторов;

- в высоковольтных камерах заменить масляные выключатели на вакуумные стационарного исполнения;

- оснастить распределительное устройство низкого напряжения современными типами панелей с новой коммутационной и защитной аппаратурой.

Трансформаторы питающей подстанции выбираются по условиям окружающей среды. Номинальная мощность трансформатора должна соответствовать средней нагрузке за максимально загруженную смену. Для потребителей первой категории нагрузка трансформатора должна быть не более 70 % от номинальной мощности, для второй – до 80 %, третьей до 90 % [4].

Проведём сравнение вариантов выбора трансформаторов.

Суммарная рассчитанная мощность нагрузки наиболее нагруженной смены депо составляет: S_СМ = 895,8 кВ·А. В настоящее время на ТП-Депо установлены трансформаторы с суммарной номинальной мощностью

S_Н.Т = 950 кВ·А. Следовательно, нагрузка за максимально нагруженную смену для них составляет 94,3 %, что превышает норму для потребителей третьей категории. Также трансформатор типа ТМ-320/6/0,4 находится в эксплуатации более 40 лет, выработал нормативный ресурс и по техническому состоянию нуждается в замене. При реконструкции ТП Депо трансформатор типа ТМ-320/6/0,4 может быть заменён на:

- трансформатор типа ТМ-400/6/0,4 мощностью 400 кВ·А;

- трансформаторами типа ТМ-630/6/0,4 мощностью 630 кВ·А.

В первом случае рассчитанная нагрузка потребителей за максимально загруженную смену составит 87,0 % от мощности трансформаторов типа ТМ-630/6/0,4 и ТМ-400/6/0,4 соответствует нормам для потребителей третьей категории.

Во втором случае рассчитанная нагрузка потребителей за максимально загруженную смену составит 71,1 % от мощности двух трансформаторов типа ТМ-630/6/0,4. Поскольку среди нагрузок от ТП Депо имеется потребитель первой категории (пост ЭЦ), а также в связи с тем, что энерговооружённость депо и электропотребление будет всё более возрастать, принимаем решение об установке второго трансформатора типа ТМ-630/6/0,4.

Главный распределительный щит (ГРЩ) распределительного устройства низкого напряжения выполним с применением типовых шкафов выпускаемых в настоящее время промышленностью. Поскольку применяется двухтрансформаторная ТП, система шин напряжением 0,4 кВ секционирована. В качестве коммутационного аппарата на вводе от трансформатора на каждую секцию шин применяется автоматический выключатель. Защита отходящих низковольтных линий выполняется с применением автоматических выключателей стационарного или выдвижного типа или предохранителями-разъединителями на номинальный ток до 630 А [3].

Для организации учёта электроэнергии и измерений на ТП по заявке заказчика устанавливаются:

- вольтметр с переключателем на вводе РУ низкого напряжения;

- амперметры в каждой фазе на вводе;

- трансформаторы тока в РУ высокого и низкого напряжения;

- счётчики активной и реактивной электроэнергии на стороне низкого напряжения;

- другие приборы.

Наличие расчётных счётчиков на ТП позволяет организовать коммерческий учёт электроэнергии на предприятии. Подключение счётчиков к сети производится через измерительные трансформаторы тока с классом точности не более 0,5. Присоединение токовых обмоток счётчиков необходимо производить к к вторичным обмоткам трансформаторов тока отдельно отцепей защиты и совместно с электроизмерительными приборами. Расчётные счётчики должны быть опломбированы [4].

Счётчиками реактивной электроэнергии должны оснащаться потребители с установленной мощностью более 100 кВт [4]. Счётчиками технического учёта могут оснащаться силовые пункты питания отдельных цехов.

Схема первой секции шин ТП Депо приведена на рисунке 1.2.

При электроснабжении от источников энергосистемы потребитель должен принимать меры по соблюдению допустимых показателей качества электроэнергии в точке общего присоединения. В данном случае необходимо принимать меры по уменьшению реактивной электроэнергии забираемой от энергосистемы. наиболее простым вариантом является установка автоматических низковольтных компенсирующих устройств.

Одним из основных направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок промышленных предприятий является компенсация реактивной мощности с одновременным повышением качества электроэнергии непосредственно в сетях предприятий.

Чем ниже коэффициент мощности cos φ при одной и той же активной нагрузке электроприемников, тем больше потери мощности и падение напряжения в элементах систем электроснабжения. Поэтому следует всегда стремиться к получению наибольшего значения коэффициента мощности [3].

Правильная компенсация реактивной мощности (КРМ) позволяет:

- разгрузить передающие установки: подводящие линии, трансформаторы и распределительные устройства;

- снизить тепловые потери тока и расходы на электроэнергию;

-снизить влияние высших гармоник;

- подавить сетевые помехи, снизить несимметрию фаз;

- добиться большей надежности и экономичности распределительных сетей.

Для решения этих задач применяются компенсирующие устройства, называемые установками компенсации реактивной мощности, основными элементами которых являются конденсаторы.

Применение установок КРМ позволяет исключить оплату за потребление из сети и генерацию в сеть реактивной мощности, при этом суммы платежа за потребляемую энергию, определяемые тарифами энергосистемы, значительно сокращаются.

 

Рисунок 1.2 – Схема первой секции шин 380/220 В трансформаторной подстанции депо

 

При электроснабжении от источников энергосистемы потребитель должен принимать меры по соблюдению допустимых показателей качества электроэнергии в точке общего присоединения. В данном случае необходимо принимать меры по уменьшению реактивной электроэнергии забираемой от энергосистемы. наиболее простым вариантом является установка автоматических низковольтных компенсирующих устройств.

Одним из основных направлений сокращения потерь электроэнергии и повышения эффективности электроустановок промышленных предприятий является компенсация реактивной мощности с одновременным повышением качества электроэнергии непосредственно в сетях предприятий.

Чем ниже коэффициент мощности cos φ при одной и той же активной нагрузке электроприемников, тем больше потери мощности и падение напряжения в элементах систем электроснабжения. Поэтому следует всегда стремиться к получению наибольшего значения коэффициента мощности [3].

Правильная компенсация реактивной мощности (КРМ) позволяет:

- разгрузить передающие установки: подводящие линии, трансформаторы и распределительные устройства;

- снизить тепловые потери тока и расходы на электроэнергию;

-снизить влияние высших гармоник;

- подавить сетевые помехи, снизить несимметрию фаз;

- добиться большей надежности и экономичности распределительных сетей.

Для решения этих задач применяются компенсирующие устройства, называемые установками компенсации реактивной мощности, основными элементами которых являются конденсаторы.

Применение установок КРМ позволяет исключить оплату за потребление из сети и генерацию в сеть реактивной мощности, при этом суммы платежа за потребляемую энергию, определяемые тарифами энергосистемы, значительно сокращаются.

Выбор мощности их конденсаторных батарей осуществляют по расчетам электрических нагрузок подстанции и заданному входному tg φ_ВХ, с помощью которого определяется входная мощность, компенсацию которой берет на себя энергетическая система. Из расчета электрических нагрузок определяется средняя активная мощность за наиболее загруженную смену P_СМ и вычисляется реактивная мощность Q_К, квар которую необходимо компенсировать по формуле:

 

Q_К = P_СМ × (tg φ - tg φ _вх).                   (1.13)

где tg φ – фактическое значение коэффициента мощности предприятия;

tg φ _вх = 0,33, нормированное значение коэффициента мощности [3].

Для выбора мощности конденсаторной батареи на ТП Депо Q_К определяем P_СМ из расчета нагрузок выполненного студентом Свиридовым П.М. На данном уровне распределения электроэнергии (подстанция железнодорожного депо) в нормированный показатель качества электроэнергии, tg φ_ВХ = 0.33. Следовательно:

 

Q_К = 650,6 × (615,8/650,6 - 0.33) = 401,1 квар.

 

В качестве компенсирующего устройства в распределительном устройстве низкого напряжения выбираем ближайшую по мощности автоматическую низковольтную конденсаторную установку типа УКЛН – 0.38 – 400 – 50 У3 [3].

Далее необходимо определить наиболее оптимальную схему низковольтной распределительной сети. При выборе вариантов реконструкции электроснабжения предприятия наиболее целесообразно выполнить «глубокий ввод» высокого напряжения и расположить понизительную подстанцию как можно ближе к центру электрических нагрузок. Это приведёт к снижению потерь при передаче электроэнергии.

Для расчёта низковольтной питающей сети на схематический генплан предприятия наносится картограмма нагрузок [3]. План предприятия необходимо поместить в прямоугольную систему координат с осями Х и Y. При этом каждый ЭП (или распределительный шкаф) с нагрузкой P _i, будет иметь координаты X_i, Y_i. При таком способе можно по аналогии с центром тяжести материальных точек определить центр электрических нагрузок группы ЭП или всего предприятия, координаты которого (X₀, Y₀) могут определиться по формулам (1.14):

 

;    ,          (1.14)

 

где P_i – мощность ЭП, кВт;

X_i, Y_i - координаты ЭП, м.

На предприятии выявляются сосредоточенные нагрузки и определяются центры групп распределённых нагрузок. Далее центры нагрузок групп ЭП определяются по формуле (1.14). Цеховые силовые пункты (СП) или распределительные шкафы должны быть приближены к колоннам и стенам цеха как естественным опорам для выходящих и подходящих к ним участков сети. Сеть, питающая шкафы, также должна быть приближена к кратчайшей [3].

Координаты ЭП на территории депо Х и Y примем в метрах.

Например, по формуле (1.14) определим координаты центра нагрузок группы ЭП роликового отделения, питаемой от СП-5:

 

 = 52,3 м;

 

 = 62,9 м.

 

Для выбора места расположения силового шкафа питания нагрузок столовой выберем точку с координатами Х_СП-13 = 57,0 м и Y_СП-5 = 63,0 м возле стены помещения роликового отделения. Место фактического расположения питающего СП-5 смещено от центра электрических нагрузок на 4,7 м.

Затем также определим координаты центра нагрузок других групп ЭП. Центр нагрузок мелких нестационарных ЭП, например бытовой или офисной техники можно принять в середине занимаемого помещения. Данные расчёта занесём в таблицу 1.3

 

Таблица 1.3 – Координаты центра нагрузок групп ЭП                     

Координаты	СП-1	СП-2	СП-3	СП-4	СП-5	СП-6	СП-7	СП-8
ХЦН,м	10,1	18,5	29,4	41,0	52,3	69,2	93,5	119,8
YЦН, м	61,7	59,5	57,5	57,0	62,9	57,4	55,0	44,0

 

При определении места расположении силового пункта необходимо руководствоваться удобством его обслуживания и наличием свободной площадки. Координаты фактически установленных силовых пунктов и распределительных шкафов приведены в таблице 1.4.

 

Таблица 1.4 – Координаты мест расположения силовых пунктов

Координаты	СП-1	СП-2	СП-3	СП-4	СП-5	СП-6	СП-7	СП-8
ХСП, м	12,0	19,0	29,0	34,0	57,0	77,5	95,0	117,0
YСП, м	47,5	47,5	47,5	47,5	63,0	47,5	53,0	44,0

 

В некоторых случаях силовой пункт удобнее располагать на свободной от оборудования площади возле входа в помещение. Например, в механическом отделении СП-1 отдалён от центра нагрузок на 13,0 м.

Координаты центра тяжести всех нагрузок депо рассчитаны с учётом расчётов по другим цехам и участкам. С учётом расчётов выполненными студентом Свиридовым П.М. определим координаты центра тяжести всех нагрузок депо, который оказался в точке с координатами:

Х_Д = 50,5 м и Y_Д =37,5 м.

 

Для уменьшения потерь электроэнергии в низковольтной сети питающая подстанция должна быть максимально приближена к центру нагрузок, однако для удешевления проекта реконструкции системы электроснабжения сохраним существующую подстанцию в отдельном кирпичном строении на расстоянии 0,1 км от ввода низковольтных кабелей в помещения депо со стороны кернового отделения. Следовательно, место расположения ТП Депо оказывается смещено от центра нагрузок депо на 138,0 м.

Схема питающей низковольтной сети депо приведена на рисунке 1.3.

Электрические аппараты и проводники выбираются по уровню изоляции, допустимому нагреву токоведущих частей в продолжительных режимах, а проводники, за исключением проводников сборных шин электроустановок, также по экономически целесообразной нагрузке [3]. Для электрических аппаратов используются следующие соотношения

 

U_НОМ ≥ U_{СЕТИ НОМ.}                       (1.15)

I_НОМ ≥ I_{НРМ. РАСЧ .}                        (1.16)

 

где U_НОМ - номинальное напряжение аппарата, кВ;

U_{СЕТИ НОМ} - номинальное напряжение сети, кВ;

I_НОМ - номинальный ток аппарата; А;

I_{НРМ. РАСЧ} - расчетные токи нормального, послеаварийного и ремонтного режимов, А.

Для проводников используются соотношения:

 

U_НОМ ≥ U_{СЕТИ НОМ.}                       (1.17)

 

Для неизолированных проводников U_НОМ определяется уровнем опорной изоляции. Сечение проводника определится по формуле (1.18):

 

S = I_{НОРМ. РАСЧ.} / J_ЭКН,                    (1.18)

 

где S - сечение проводника, мм²;

J_ЭКН - нормируемая экономическая плотность тока, А/мм² [4].

Проверке по экономической плотности тока не подлежат сети напряжением до 1 кВ при числе часов использования максимума нагрузки до 4000…5000 в год [4]. Большинство цехов депо работают по односменному графику и число часов максимума нагрузки достигает не более 2100 часов в год.

Номинальный ток электрического аппарата и продолжительно допустимый ток проводника устанавливаются при определенной нормированной температуре окружающей среды.

Для электрических аппаратов нормированная температура окружающей среды t_{ОКР. НОМ} = 35 ⁰С; для проводников, проложенных на воздухе и в кабельных каналах, t_{ОКР. НОМ} = 25 ⁰С; для проводников, проложенных в земле или в воде, t_{ОКР. НОМ} = 15 ⁰С [4].

Питающая низковольтная сеть соединяет распределительные и силовые пункты с КТП и источником питания предприятия. В депо она выполняется кабелями в кабельных каналах и по стенам помещений в коробах. Сечения проводников, питающих группы ЭП, выбираем по длительно – допустимому току

 

I_РАСЧ ≤ I_{ДЛ. ДОП .},     (1.19)

 

где I_РАСЧ – расчетный ток, за который принимается I_МАХ группы ЭП, А;

I_{ДЛ. ДОП} – длительно – допустимый ток по нагреву для проводника данного сечения, определяемый по таблицам ПУЭ [4] в зависимости от конструкции и условий прокладки, А.

Рисунок 1.3 – Схема магистральной сети депо 380/220 В

 

При прокладке кабелей в зависимости от условия прокладки по данным приведённые в таблицах ПУЭ [4] в расчёт вводятся коэффициенты. Так, для четырёхжильных кабелей вводится коэффициент 0,92 для длительно допустимого тока для трёхжильных кабелей.

Например, максимальный ток нагрузки группы ЭП пантографного отделения и административно-бытового корпуса, питаемой от СП-8 в разделе 1.1 по таблице 1.2 определён как:

 

I_M = 144,0 А.

 

По таблицам ПУЭ [4] определяем, что при прокладке в воздухе для кабеля марки АВВГ – 3×95 + 1×50 длительно допустимый ток I_{ДЛ. ДОП} = 170 А.

С учётом коэффициента 0,92 для этого кабеля I_{ДЛ. ДОП} = 156 А.

Данные по результатам расчёта магистральных низковольтных кабелей приведены в таблице 1.5.

 

Таблица 1.5 – Данные по кабелям магистральной низковольтной сети

Путь питающей сети	Ток группы ЭП, IМ, А	Марка кабеля	Сечение кабеля, мм2	Допустимый ток, IДЛ. ДОП, А
ТП – СП-1	46,0	АВВГ	4×16	55,0
ТП – СП 2	130,0	АВВГ	3×95 + 1×50	156,0
ТП – СП-3	35,0	АВВГ	4×10	39,0
ТП – СП-4	29,0	АВВГ	4×10	39,0
ТП – СП-5	17,0	АВВГ	4×6	29,0
ТП – СП-6	46,0	АВВГ	4×16	55,0
ТП – СП-7	52,0	АВВГ	4×16	55,0
ТП – СП-8	144,0	АВВГ	3×95 + 1×50	156,0

 

Распределительная низковольтная сеть состоит из присоединений отдельных электроприемников к силовым пунктам (СП). Она выполняется в виде электропроводок в пластмассовых или тонкостенных водо-газопроводных стальных трубах изолированными одножильными проводами или четырёхжильными кабелями [3]. Для электрических приемников повторно – кратковременного режима сечение питающих проводов должно выбираться по таблицам ПУЭ [4].

Если в результате выбора сечение алюминиевых проводов получается S ≤ 10 мм², то провод выбирают по номинальному току электроприемника, I_РАСЧ = I_ПАСП (к ПВ = 100% не приводится), а если S ≥ 16 мм² то расчетный ток определяется, А

 

.             (1.20)

 

Этим учитывается тепловая инерция проводников больших сечений.

Для асинхронных двигателей, генераторов, А

 

.         (1.21)

Сечение проводников отдельных ЭП выбирается по условию

 

,                           (1.22)

 

где I_ДОП.ПР - длительно-допустимый ток проводника, А.

Например, определим сечение проводов необходимых для электроснабжения шлифовального станка (ЭП 37) с р_Н = 7,6 кВт. По формуле (1.20) определяем: I_{ДЛ. ДОП} = 15,2 А. Следовательно питающую сеть для ЭП 37 необходимо выполнить четырьмя алюминиевыми одножильными проводами марки АПРТО проложенными в трубе с сечением жил по 2,5 мм. Длительно допустимый ток для таких проводов составляет I_ДОП.ПР = 19 А [4].

Для генератора токов высокой чатоты с р_Н = 60,0 кВт и ПВ = 0,25, установленного в кузнечном отделении (ЭП №56) расчётный ток определится по формуле (1.20)

 

 = 69,0 А.

 

Следовательно, от СП-2 к этому электроприёмнику необходимо проложить четыре одножильных алюминиевых провода сечением жил 25 мм² и с длительно-допустимым током I_ДОП.ПР = 70 А [4].

 

123456

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: