Электроснабжение завода ЖБИ

Работа из раздела: «Физика и энергетика»

Содержание

Введение
1. Краткая характеристика завода ЖБИ
2. Краткая характеристика деревообрабатывающего цеха
3. Расчет электрических нагрузок
3.1 Определение расчетных электрических нагрузок деревообрабатывающего цеха
3.2 Определение расчетных электрических нагрузок по цехам производства
3.3 Определение расчетных нагрузок электроосвещения
3.4 Построение картограммы. Определение ЦЭН и местоположения ГПП
4. Выбор числа и местоположения цеховых КТП
4.1 Выбор мощности КТП
3.5 Компенсация реактивной мощности в сети 0,38 кВ
3.6 Компенсация реактивной мощности и выбор средств компенсации на ГПП
3.7 Определение расчетной электрической нагрузки завода в целом
5. Проектирование сети снабжения электроэнергией завода
5.1 Обоснование схемы внешнего снабжения электроэнергией
5.2 Обоснование схемы внутреннего снабжения электроэнергией
5.3 Расчёт сверхтоков в сетях выше 1 кВ
ЭДС системы: Ес=10 кВ.
5.4 Выбор и проверка коммутационно-защитной аппаратуры
6. Проектирование сети снабжения электроэнергией деревообрабатывающего цеха
6.1 Выбор кабелей и проводов в цехе
6.2 Расчёт сверхтоков в сетях до 1 кВ
6.3 Выбор распределительных щитков и автоматических выключателей
7. Проектирование системы РЗА
8. Проектирование электроосвещения завода и деревообрабатывающего цеха
8.1 Электроосвещение территории завода
8.2 Электроосвещение деревообрабатывающего цеха
9. Безопасность и экологичность проекта
9.1 Вступление. Электрическая безопасность
9.2 Выбор сетей по условиям безопасности до 1 кВ в городских сетях. Зануление в сетях до 1 кВ. Применение УЗО
9.3 Выбор и расчет заземляющего устройства
9.4 Проектирование мероприятий противопожарной безопасности в деревообрабатывающем цехе
9.5 Утилизация ртутьсодержащих отходов
Заключение
Список использованных источников

Введение

Одной из главных задач современной электроэнергетики считается рациональное построение сети снабжения электроэнергией. Для обеспечения непрерывности производственного процесса и своевременного обновления оборудования современные сети снабжения электроэнергией должны обладать повышенной надежностью и гибкостью, быть высокоэкономичными и соответствовать требованиям электробезопасности.

Системы снабжения электроэнергией промпредприятий создаются для обеспечения питания электрической энергией промышленных электроприемников, к которым относятся электродвигатели разных машин и механизмов, электропечи, аппараты и трансформаторы для электрической сварки, осветительные установки и другое электрооборудование.

Завод ЖБИ расположен в границах умеренного климата.

1. Краткая характеристика завода ЖБИ

1. Генеральный план завода ЖБИ.

2. Сведения об электронагрузках по цехам производства.

3. Электроснабжение завода осуществляется от подстанции энергетической системы, на которой установлены два силовых трансформатора напряжением 110/35/10 кВ. Трансформаторы работают раздельно. Индуктивность энергосистемы на стороне 110 кВ, отнесенное к мощности энергосистемы, равно 0,5.

4. Дистанция от подстанции до объекта 8,0 км.

5. Цена 1 кВт•ч электрической энергии 1,81 руб. /кВт•ч.

6. Объект работает посменно. Две смены в сутки.

Таблица 1.1 - Электрические нагрузки ЖБИ

№ по ГП	Наименование цеха	Кол-во ЭП, шт.	Условная мощность потребителя, кВт
			Одного Рном	Суммарная Р_Уном	Категория надежности
1	Администрация	21	0,8…30	140	3
2	Главный корпус	224	0,8…55	1640	3
3	Арматурный цех	180	1,0…100	3600	2
4	Бетоносмесительный цех	45	0,1…55	400	2
5	Склад заполнителей	46	0,8…45	210	3
6	Деревообрабатывающий цех	определяются проектом	3
7	Компрессорная 0,38 кВ	12	0,6…160	860	1
8	Отделение приготовления жидких добавок	3	4,0…8	20	2
9	Склад эмульсора	2	3,0	6	3
10	Склад перлита	40	0,6…40	220	3
11	Склад цемента	51	0,6…100	415	3
12	Склад готовой продукции	10	10,0…40	200	3
13	Устройство для разгрузки Авто	4	0,6…7.5	16	3
14	Устройство для разгрузки полувагонов	17	0,6…150	275	3
15	Галерея подачи керамзита	10	1,0…11	70	2
16	Галерея	3	4,0…37	71	2

Таблица 1.2 - Краткая характеристика заводских потребителей

№ по ГП	Наименование цеха	Климат в цехе
1	Администрация	Нормальный
2	Главный корпус	Нормальный
3	Арматурный цех	Нормальный
4	Бетоносмесительный цех	Пыльный
5	Склад заполнителей	Пыльный
6	Деревообрабатывающий цех	Нормальный
7	Компрессорная 0.38 кВ	Нормальный
8	Отделение приготовления жидких добавок	Пыльный
9	Склад эмульсора	Пыльный
10	Склад перлита	Пыльный
11	Склад цемента	Пыльный
12	Склад готовой продукции	Пыльный
13	Устройство для разгрузки автомобилей	Пыльный
14	Устройство для разгрузки полувагонов	Пыльный
15	Галерея подачи керамзита	Пыльный
16	Галерея	Пыльный

Завод представлен на рисунке 1.

Рисунок 1.1 - Генеральный план завода ЖБИ

2. Краткая характеристика деревообрабатывающего цеха

Таблица 2.1 - Электрические приёмники деревообрабатывающего цеха

№ по плану цеха	Наименование электроприемника	Паспортная мощность кВт
1	Кругло шлифовальный станок (двигатель)	14,2
2,8,9	Плоскошлифовальный станок (двигатель)	6,8
3,4,5	Токарный станок (двигатель)	5
6,7	Универсальный фрезерный станок (двигатель)	3,6
10, 19, 20,26	Точильный станок (двигатель)	1,8
11,12,13,24,25	Сверлильный станок (двигатель)	3,6
14…16,36…38	Токарно-винторезный станок (двигатель)	15
17	Пресс гидравлический	10
18,21	Кран мостовой, ПВ=25%	18,8
22,23	Пресс холодного выдавливания	40
27,31	Вентилятор калорифера	7,5
28,34	Пресс кривошипный	40
29,30,32,33	Долбежный станок (двигатель)	4
35	Резьбонарезной станок (двигатель)	35
39	Ножницы дисковые	5,5
40,43	Сварочный преобразователь	28
41,42	Вентилятор вытяжной	10
44,45	Гильотинные ножницы	17

Цех представлен на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - План деревообрабатывающего цеха

3. Расчет электрических нагрузок

От точного определения электрических нагрузок на всех уровнях и участках сети снабжения электроэнергией нашего объекта зависят размеры капзатрат на объект, потери электроэнергии, надежность работы всей сети снабжения электроэнергией, долговечности электрооборудования и др.

В соответствии с 'Руководящие указания по определению электрической нагрузки промпредприятий', расчетные электрические нагрузки следует вычислять методом коэффициента использования, т.е. с помощью коэффициента максимума Км и коэффициента использования Ки и [3].

Входными данными для расчетных электрических нагрузок считается перечень рабочих машин по цехам с указанием паспортных параметров. При расчете нагрузки выделяются электроприемники группы А (Ки<0,6) с переменным графиком нагрузки и группу В с неизменным и малоизменяющимися графиками нагрузки (Ки?0,6). Соотношения среди номинальных, расчетных и средних нагрузками таковы:

Рcp=Ки. aРн, кВт; (3.1)

Qcp=Рcp·tgц, квар; (3.2)

, кВ•А, (3.3)

где

Ки. a - коэффициент использования мощности, находим из справочника [5];

tgц - тангенс угла ц соответствующий cosц определяется по справочным данным [5].

Рр= Рср·Км. а=Рн·Ки·Км, кВт. (3.4)

Точное определение значения n_Э_Ф производится по выражению:

n_Э_Ф= (?Рнi) ²/ (?Рн²i), шт., (3.5)

где n - действительное количество электроприемников в группе. В практических выколичествениях при большом количестве электроэлектроприемников предлагается ряд допущений:

1) при n_Э?200 то Км=1;

2) при Ки?0,9 то Км=1;

3) при , то n_Э=n,

где Рнмак - паспортная мощность наибольшего электроприемника, кВт;

Рнмин - паспортная мощность наименьшего приемника в группе, кВт;

4) при m>3 и Ки?0,2 то n_Э_Ф= (2·?Рнi) /Рнмак,

5) при m>3 и Ки?0.2, то эффективное количество электроэлектроприемников определяется по графику, где n_Э_Ф=n_Э_Ф^•·n, n_Э_Ф^*=f (n_*; Р_*); n_*=n₁/n; Р_*=Р₁/Р;

n1 - количество электроприемников в группе, мощность каждого из которых не менее половины самого крупного приемника.;

Р - номинальная мощность;

Р₁ - суммарная электрическая мощность n₁ электроприемников. Всегда, если получится, что n_Э_Ф>n, то берем n_Э_Ф=n.

Следовательно, расчетная активная и реактивная нагрузка электроприемников групп:

Рр=Рс·Км, кВт; (3.6)

Qр=1,1 ·Qс, квар; (3.7)

При Ки<0,2 и n_Э?10 или Ки?0,2 и n_Э>10. В других случаях

Qр=Qс, квар. (3.8)

3.1 Определение расчетных электрических нагрузок деревообрабатывающего цеха

Соберем все электроприемники в группы. Найдем для каждой группы приемников и для цеха в целом расчетные электрические нагрузки. Средневзвешенные значения tg и Ки определяются из выражений:

Ки= (?Киi·Рномi) / (?Рномi), (3.9)

cosц= (?cosц·Рномi) / (?Рномi). (3.10)

В расчете деревообрабатывающего цеха принято 4 распределительных пункта, которые представляют две магистральные линии присоединенные к ВРП. Разность суммы мощностей между этими двумя магистралями не должна превышать 3 0 %, иначе следует переносить электроэлектроприемники из одной группы в другую. Достигать минимальных процентов тоже не надо из-за увеличения длины кабелей увеличиваются потери энергии и затраты. Также следует привести все электроприемники к паспортной мощности. В техническом задании - это мостовой кран с ПВ=25%. Расчет производится по выражению:

Рн=Рпас· (ПВ) ^1/2, кВт. (3.11)

После расчета цеха следует суммировать все его активные, реактивные и полные нагрузки и занести их в таблицу завода, для последующего расчета завода.

Результаты расчета сведены в таблицу 3.1.

Пример для РШ-1:

электроснабжение сеть электроэнергия завод

Круглошлифовальный станок (двигатель): Ки=0.14, соsц=0.5, Рном=14.2 кВт.

Рс=0.1414.2=1.988 кВт,

Qс=1.732•14.2=3.443 квар,

где ц=arcos 0,5=60^o.

кВ•А.

Таблица 3.1 - Определение расчетных электрических нагрузок деревообрабатывающего цеха

№	Наименование электро- электроприемников	N, шт.	Рном, кВт	m	Ки	Cosц tgц	Среднесменная нагрузка	n_э_,_шт_.	Км	Расчетная нагрузка
			Одного	У				Рс, кВт	Qс, квар	Sс, кВ•А			Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВ•А
РШ-1
1	Круглошлифовальный ст.	1	14,2	14,2		0,14	0,5/1,73	1,988	3,443	3,976
2,8,9	Плоскошлифовальный ст.	3	6,8	20,4		0,14	0,5/1,73	2,856	4,947	5,712
17	Пресс гидровлический	1	10	10		0,17	0,65/1,17	1,7	1,988	2,62
19, 20,10	Точильный ст.	3	1,8	5,4		0,14	0,65/1,17	0,756	0,884	1,16
3	Токарный ст.	1	5	5		0,14	0,5/1,73	0,7	1,212	1,4
11	Сверлильный ст.	1	3,6	3,6		0,14	0,5/1,73	0,504	0,873	1,01
22	Пресс холодного выдавливания	1	40	40		0,17	0,65/1,17	6,8	7,95	10,46
18	Кран мостовой ПВ=25%	1	9,4	9,4		0,25	0,65/1,17	2,35	2,747	3,62
	Итого по РШ-1	12	1,8-40	108	22	0,16	---/1,362	17,654	24,04	29,83	6	2,6	45,9	26,45	53
РШ-2
4,5	Токарный ст.	2	5	10		0,14	0,5/1,73	1,4	2,43	2,8
6,7	Универ. фрезерный ст.	2	3,6	7,2		0,14	0,5/1,73	1,01	1,75	2,02
12,13,25,24	Сверлильный ст.	4	3,6	14,4		0,14	0,5/1,73	2,02	3,5	403
14,15,16	Ток-винторезный ст.	3	15	45		0,14	0,5/1,73	6,3	10,91	12,6
23	Пресс холодного выдавливания	1	40	40		0,17	0,65/1,17	6,8	7,95	10,5
	Итого по РШ-2	12	3,6-40	116,6	11	0,14	----/1,51	17,52	26,525	31,8	6	2,7	47,31	29,2	55,6
РШ-3
28,34	Пресс кривошипный	2	40	80		0,17	0,65/1,17	13,6	15,9	21
РШ-1
1	Круглошлифовальный ст.	1	14,2	14,2		0,14	0,5/1,73	1,988	3,443	3,976
32,29,30	Долбежный ст.	3	4	12		0,14	0,5/1,73	1,68	2,91	3,36
37,35,36	Резьбонарезной ст.	3	35	105		0,14	0,5/1,73	14,7	25,5	29,4
21	Кран мостовой ПВ=25%	1	9,4	9,4		0,25	0,5/1,73	2,35	4,07	4,7
27	Вентилятор калорифера	1	7,5	7,5		0,72	0,8/0,75	5,4	4,05	6,75
	Итого по РШ-3	10	4-40	213,9	10	0,22	1,4	37,73	52,4	64,56	6	2,06	77,7	57,6	96,7
РШ-4
33	Долбежный ст.	1	4	4		0,14	0,5/1,73	0,56	0,97	1,12
44,45	Гильотинные ножницы	2	17	34		0,1	0,7/1,02	3,4	3,5	4,86
40,43	Сварочный преобразователь	2	28	56		0,4	0,5/1,73	22,4	38,8	44,8
39	Ножницы дисковые	1	5,5	5,5		0,1	0,7/1,02	0,55	0,56	0,786
38	Резьбонарезной ст.	1	35	35		0,14	0,5/1,73	4,9	8,5	9,8
26	Точильный ст.	1	1,8	1,8		0,1	0,65/1,17	0,18	0,21	0,277
41,42	Вентилятор вытяжки	2	10	20		0,72	0,8/0,75	14,4	10,8	18
31	Вентилятор калорифера	1	7,5	7,5		0,72	0,8/0,75	5,4	4,05	6,75
	Итого по РШ-4	11	1,8-35	163,8	19	0,33	----/1,3	51,79	67,35	84,96	9	1,65	85,4	74,1	113
	Итого по цеху	45						124,7	170,306				256	187,3	318

3.2 3.2 Определение расчетных электрических нагрузок по цехам производства

Расчет осуществляем соответственно расчету расчетных электрических нагрузок деревообрабатывающего цеха.

Результаты расчета сведены в таблицу 3.2 Там же приводим категорию надежности цехов завода ЖБИ.

Пример для корпуса администрации: n=21, Р_У=140, cosц=0,7, tgц=1,02. Ки=0,4-0,6; Ки - коэффициент использования из справочных данных [5].

Находим среднесменную нагрузку:

Рс=140•0,4=56 кВт;

Qc=56•1,02=57,13 квар;

Sc= кВ•А;

n_Э=2•140/30=9 шт;

Км=1,47 из справочной литературы [5].

Расчётная нагрузка:

Рр=56•1,47=82,32 кВт;

Qр=1,1•Qс=62,84 квар;

Sр= кВ•А.

3.3 Определение расчетных нагрузок электроосвещения

Осветительная нагрузка по цеху определяется по удельной мощности Ро на единицу площади цеха F м² и коэффициента спроса электроосвещения Ксо:

Росв=Ро·Ксо·F. (3.12)

Для электроосвещения завода и территории принимаем лампы накаливания, т.е. Qосв=0. Ро будет варьироваться в зависимости от зрительного напряжения в каком либо цехе, и будет составлять от 10 до 20 Вт/м². Для электроосвещения территории принимаем Ро=0,2-0,4 Вт/м². Коэффициент спроса Ксо принимаем равным 1.

Результаты расчета сведены в таблицу 3.3.

Пример для корпуса администрации:

Здание состоит из двух прямоугольников А=160 м, В=75 м и А=65 м, В=45 м.

Общая площадь F=160•75+65•45=14925 м².

Из справочных данных [5] выбираем удельную мощность Ро=20 Вт/м².

Тогда

Росв=14925•20=298,5 кВт.

Определяем суммарную нагрузку

Полная активная мощность цеха:

, кВт. (3.13)

Для электроосвещения цехов и территории завода принимаем светодиодные светильники, поэтому Q_осв = 0 квар.

Тогда

, кВ•А. (3.14)

Расчет приведен в таблице 3.4.

Таблица 3.2 - Расчет нагрузок завода

№ по ГП	Наименование цехов	Кате- гория	n, шт	Установленная мощность, кВт	cоsц tgц	Ки	m	Среднесменная нагрузка	n_э_?шт	К_m	Расчетная нагрузка
				Одного	УРном				Рс	Qc	Sc			Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВ•А
1	Администрация	3	21	0,8…30	140	0,7	0,4	37,5	56	57,13	80	9	1,47	82,32	62,84	103,57
2	Главный корпус	3	224	0,8…55	1640	0,7	0,4	68,8	656	669,3	937,1	60	1,12	734,72	669,3	993,84
3	Арматурный цех	2	180	1…100	3600	0,8	0,4	100	1440	1080	1800	72	1,1	1584	1080	1917,15
4	Бетоносмесительный цех	2	45	0,1…55	400	0,7	0,7	500	280	285,7	400	16	1,12	313,6	285,66	424,2
5	Склад заполнителей	3	46	0,8…45	210	0,6	0,2	56,3	42	56	70	9,3	1,9	79,8	61,6	100,81
6	Деревообрабатывающий цех	3	45	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	249,04	182,28	308,62
7	Компрессорная 0,38 кВ	1	12	0,6…160	860	0,8	0,7	267	602	451,5	752,5	11	1,16	698,32	451,5	831,57
8	Отделение приготовления жидких добавок	2	3	4…8	20	0,7	0,7	2	14	14,28	20	3	-	14	15,71	21,04
9	Склад эмульсора	3	2	3	6	0,6	0,2	1	1,2	1,6	2	2	-	1,2	1,76	2,13
10	Склад перлита	3	40	0,6…40	220	0,6	0,2	66,7	44	58,67	73,33	11	1,84	80,96	58,67	99,98
11	Склад цемента	3	51	0,6…100	415	0,6	0,2	167	83	110,7	138,3	8	1,99	165,17	121,73	205,18
12	Склад готовой продукции	3	10	10…40	200	0,6	0,2	4	40	53,33	66,67	10	1,84	73,6	58,67	94,12
13	Устройство для разгрузки атомобилей	3	4	0,6…7,5	16	0,8	0,2	12,5	3,2	2,822	4,267	4	2,64	8,45	3,1	9
14	Устройство для разгрузки полувагонов	3	17	0,6…150	275	0,8	0,2	250	55	48,51	73,33	4	2,64	145,2	53,36	154,69
15	Галерея подачи керамзита	2	10	1…11	70	0,8	0,7	11	49	43,21	65,33	10	1,16	56,84	47,54	74,1
16	Галерея	2	3	4…37	71	0,8	0,7	9,25	49,7	43,83	66,27	3	-	49,7	48,21	69,24
	Итого по заводу	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	4336,9	3201,8	5409,24

Таблица 3.3 - Расчёт осветительной нагрузки

№ по ГП	Наименование цехов	А, м	B, м	F, м²	Ро, Вт/м²	Ксо	Рос, кВт
1	Администрация	160 (65)	75 (45)	14925	20	1	298,5
2	Главный корпус	250	170	42500	20	1	850
3	Арматурный цех	110	70	7700	14,5	1	111,65
4	Бетоносмесительный цех	60	25	1500	16	1	24
5	Склад заполнителей	170	25	4250	10	1	42,5
6	Деревообрабатывающий цех	150	35	5250	14,5	1	76,13
7	Компрессорная 0,38 кВ	50	25	1250	12,5	1	15,63
8	Отделение приготовления жидких добавок	40	25	1000	16	1	16
9	Склад эмульсора	30	25	750	10	1	7,5
10	Склад перлита	30	25	750	10	1	7,5
11	Склад цемента	57,5	70	4025	10	1	40,25
12	Склад готовой продукции	270	185	49950	10	1	499,5
13	Устройство для разгрузки атомобилей	25	25	625	12,5	1	7,813
14	Устройство для разгрузки полувагонов	40	90	3600	12,5	1	45
15	Галерея подачи керамзита	200	25	5000	12,5	1	62,5
16	Галерея	90	45	4050	12,5	1	50,625
	Территория	745	475	206750	0,3	1	62,03

Таблица 3.4 - Суммарная нагрузка завода

№	Наименование цехов	Росв, кВт	Рм, кВт	Qм, квар	Sм, кВ•А
1	Администрация	298,5	380,8	62,8	385,9
2	Главный корпус	850	1584,7	669,2	1720,2
3	Арматурный цех	111,65	1695,6	1080	2010,4
4	Бетоносмесительный цех	24	337,6	285,7	442,2
5	Склад заполнителей	42,5	122,3	61,6	136,9
6	Деревообрабатывающий цех	76,13	325,2	182,3	372,8
7	Компрессорная 0,38 кВ	15,63	713,9	451,5	844,7
8	Отделение приготовления жидких добавок	16	30	15,7	33,9
9	Склад эмульсора	7,5	8,7	1,8	8,9
10	Склад перлита	7,5	88,5	58,7	106,2
11	Склад цемента	40,25	205,4	121,7	238,8
12	Склад готовой продукции	499,5	573,1	58,7	576,1
13	Устройство для разгрузки атомобилей	7,813	16,3	3,1	16,5
14	Устройство для разгрузки полувагонов	45	190,2	53,4	197,5
15	Галерея подачи керамзита	62,5	119,3	47,5	128,5
16	Галерея	50,625	100,3	48,2	111,3
	Территория	62,1			62,1
	Итого по заводу	-	6492	3201,9	7392,9

3.2 3.4 Построение картограммы. Определение ЦЭН и местоположения ГПП

Для определения местонахождения ГПП на генеральном плане нашего объекта наносится картограммы нагрузок, которая представляет собой расположение окружностей, центр которых совпадают с центром нагрузок цеха.

Радиус окружностей определяется по выражению:

r_i= (Si/m·р) ^0,5, мм, (3.15)

где Si - мощность i-го цеха, кВ•А;

m - масштаб, кВ•А/мм².

На картограмме электронагрузок определенный сектор представляет нагрузку электроосвещения с учетом угла:

б = Ро/Sр ·360є. (3.16)

Выбор местонахождения ГПП производится на основе определения центра электрических нагрузок нашего объекта в целом по координатам Х и У:

Хо= (?Spi·Xi) / (?Spi); (3.17)

Уо= (? Spi·Yi) / (?Spi), (3.18)

где Хi; Уi - центры электрических нагрузок i-го цеха.

В нашем случае ЦЭН попадает на цех№2, в этом случае, я смещаю его ближе к источнику питания. Расчеты сведены в таблицу 3.5 и таблицу 3.6 Картограмма представлена на листе 1 - графической части.

Таблица 3.5 - Построение картограммы

№	Наименование цехов	Sм, кВ•А	m, кВ•А/мм²	r, мм	Росв, кВт	б, град.
1	Администрация	385,97	500	0,496	298,5	278,4
2	Главный корпус	1720,24	500	1,047	850,0	177,9
3	Арматурный цех	2010,38	500	1,132	111,7	20,0
4	Бетоносмесительный цех	442,24	500	0,531	24,0	19,5
5	Склад заполнителей	136,94	500	0,295	42,5	111,7
6	Деревообрабатывающий цех	372,77	500	0,487	76,1	73,5
7	Компрессорная 0,38 кВ	844,73	500	0,734	15,6	6,7
8	Отделение приготовления жидких добавок	33,87	500	0,147	16,0	170,1
9	Склад эмульсора	8,88	500	0,075	7,5	304,2
10	Склад перлита	106,15	500	0,260	7,5	25,4
11	Склад цемента	238,78	500	0,390	40,3	60,7
12	Склад готовой продукции	576,09	500	0,606	499,5	312,1
13	Устройство для разгрузки атомобилей	16,55	500	0,103	7,8	169,9
14	Устройство для разгрузки полувагонов	197,54	500	0,355	45,0	82,0
15	Галерея подачи керамзита	128,46	500	0,286	62,5	175,2
16	Галерея	111,31	500	0,266	50,6	278,4

Таблица 3.6 - Определение центра электрических нагрузок

№	Наименование цехов	Sм, кВ•А	Хо, мм	Yo, мм
1	Администрация	385,97	11,77	4,624
2	Главный корпус	1720,24	8,5	2,2
3	Арматурный цех	2010,38	11,7	2,15
4	Бетоносмесительный цех	442,24	10,3	4,15
5	Склад заполнителей	136,94	7,4	7,9
6	Деревообрабатывающий цех	372,77	6,2	4,8
7	Компрессорная 0,38 кВ	844,73	7,2	5,5
8	Отделение приготовления жидких добавок	33,87	8,9	5,3
9	Склад эмульсора	8,88	13,7	5,3
10	Склад перлита	106,15	11,3	7,4
11	Склад цемента	238,78	13,1	8
12	Склад готовой продукции	576,09	2,15	3,7
13	Устройство для разгрузки атомобилей	16,55	3,8	8,7
14	Устройство для разгрузки полувагонов	197,54	4,5	6,9
15	Галерея подачи керамзита	128,46	10,3	6,5
16	Галерея	111,31	9,1	4,624
-	Центр электрических нагрузок	-	8,993	3,766

4. Выбор числа и местоположения цеховых КТП

4.1 Выбор мощности КТП

Цеховые ТП, принимаем пристроенного типа из-за присутствующих условий в цехах. Первичный выбор числа и мощности силовых трансформаторов ТП производится на основании нужной надежности снабжения электроэнергией. На предприятии большинство потребителей 2 и 3 категории. КТП установленные на 2 категории снабжаются двумя силовыми трансформаторами, а 3 категории одним силовым трансформатором. Для уменьшения сверхтоков предусматривается в нормальном режиме раздельная работа силовых трансформаторов.

Номинальная мощность цеховых трансформаторов принимается по расчетной мощности и с учетом допустимой перегрузки 1,4 в послеаварийном режиме.

Основной критерий выбора - это максимальное приближение цеховых трансформаторный подстанций к питаемым электроприемникам, целесообразное дробление цеховых ТП, чтобы на них было не более 2-х трансформаторов. Питание маломощных электроприемников решается сопоставлением вариантов установки там КТП или РУ-0,4 кВ запитываемого от ближайшего КТП. Трансформаторы по возжелательности должны быть однотипными.

Для разных категорий потребителя предусмотрены различные коэффициенты загрузки 'bт' [3]:

1) Для 1 категории: 0,7; 2) Для 2 категории: 0,8 3) Для 3 категории 0,9-0,95

Мощность КТП принимается непосредственно из выражения:

Sо=Sсм/ (n·bт), кВ•А, (4.1)

где Sсм - среднесменная нагрузка за наиболее загруженную смену цеха;

n - количество трансформаторов непосредственно из категории потребителя;

вт - коэффициент загрузки непосредственно из категорийности потребителя.

Трансформаторы также должны быть проверены на перегрузку, которая составляет 40 %:

Sр/Sном (т) ?1,4, (4.2)

где Кп=1,4 - коэффициент перегрузки трансформатора.

Непосредственно из этих формул и принимается предварительно КТП.

Расчет представлен в таблице 4.1.

3.5 Компенсация реактивной мощности в сети 0,38 кВ

По выбранному числу и мощности силовых трансформаторов определяют наибольшую реактивную электрическую, которую целесообразно передать через силовой трансформатор в сеть напряжением до 1 кВ.

Q₁= ( (n·Вт·Sном (т)) ²-Рм²) ^0,5, квар, (4.3)

где n - количество трансформаторов;

Рм - расчетная активная мощность каждой КТП.

Суммарная электрическая мощность батарей конденсаторов для данной группы цеховых трансформаторов:

Q_0,4=Qм-Q₁, (4.4)

где Qм - расчетная реактивная мощность каждой КТП.

Если получится, что Q_0,4<0 или иметь малые значения, то установки батарей конденсаторов не потребуется. В моем случает непосредственно из расчетов в таблице 4.1 получаю, что компенсацию мощности производить следует на ТП1 и ТП3 (были выбраны УКМ-58-0,38-25У3 и УКМ-58-0,38-150У3), а в других случаях ее производить нет следуетсти. На ТП3 перегрузка составила 19% (301кВ•А) свыше нормальной нормы, желательно отключить потребителей 3-ей категории или отключить освещение (850кВт), а на ТП8 перегрузка составила 6% (30,8кВ•А) свыше нормальной нормы, желательно отключить потребителей 3-ей категории.

3.6 Компенсация реактивной мощности и выбор средств компенсации на ГПП

Если промышленное предприятие снабжается электрической энергией от генераторов местной или собственной электрической станции, в подавляющем большинстве случаев экономически обоснована передача реактивной мощности от генераторов заводу, при условии, что это связано с увеличением числа цеховых трансформаторов нашего объекта, а также числа и сечений проводов линий электропередач. Однако, следует знать, что увеличение сверхноминальной реактивной мощности генераторов связано со снижением их активной мощности. КУ в сетях промпредприятий напряжением 6-10 кВ устанавливаются на ГПП, мощность их для одной секции шин определяется:

Qр_ВН₌? (Qскопм) +ДQ, квар, (4.5)

где ДQ - потери в КТП, квар;

? (Qскопм) - реактивная мощность после компенсирования, квар;

Таблица 4.1 - Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

№ цеховой ТП	Среднесменная нагрузка	N, шт	в_Т	So, кВ•А	Sном, кВ•А	Рм кВт	Qм квар	Q_1,квар	Q_0,_4,квар	Q_КУ, квар	Sр, кВ•А	в_Т	Кп	Зона охвата	Распо-ложение ТП
	Рс, кВт	Qс, квар	Sс, кВ•А
ТП1	363,2	58,73	367,92	1	0,95	387,28	400	389,52	64,6	44,025	20,58	1х25	391,53	0,979		1	Цех№1
ТП2	1551,7	1080	1890,5	2	0,75	1260,3	1600	1695,7	1080	1917,9	-837,9	-	2010,4	0,628	1,25	3	Цех№3
ТП3	1506	669,25	1648	2	0,75	1098,7	1000	1584,7	669,25	220,6	448,7	3х150	1599,8	0,8	1,6*	2	Цех№2
ТП4	539,5	53,33	542,13	1	0,95	570,66	630	573,1	58,67	121,8	-63,13	-	576,1	0,914		12	Цех№12
ТП5	334	321,55	463,63	2	0,75	309,08	400	367,6	301,4	523,9	-222,5	-	475,35	0,594	1,18	4,8	Цех№4
ТП6	396,34	277,63	483,9	2	0,75	322,6	630	653,92	300	816,14	-515,8	-	719,6	0,571	1,14	14,13,5,6	Цех№6
ТП7	617,63	451,5	765,06	2	0,65	588,51	630	713,95	451,5	929, 19	-477,7	-	844,73	0,67	1,34	7	Цех№7
ТП8	386,58	234,77	452,28	2	0,75	301,52	400	513,55	276,2	538,34	-262,2	-	583,1	0,729	1,46*	15,16,11,10	Цех№15

, квар, (4.6)

где Uк - из справочной литературы по параметрам трансформаторов, %;

Sр - расчетная мощность цеха, кВ•А;

Snom (т) - номинальная мощность силового трансформатора, кВ•А;

tg (ц) = Qр_ВН /Рр_ВН_, (4.7)

где УРм - сумма расчетных электрических нагрузок и активных потерь в трансформаторе, кВт;

, кВт, (4.8)

где ДРкз - берется из справочной литературы по паспортной мощности трансформатора, кВт;

- коэффициент загрузки.

Мощность средств компенсации определяется:

Q_КУ= УРм · (tgц - tgц (nom)), квар, (4.9)

где tgц (nom) =0,33 соответствует нормативному коэффициенту мощности 0,95.

Пример для ТП1:

Рхх=1,08 кВт; Ркз=5,5 кВт; Uкз=4,5%; Iхх=2,3%; n=1 шт;

ДQтр= ( (4,5/100) •400+ (2,3/100) •400) •1=27,2 квар;

ДРтр=1• (1,08+5,5• (391,53/400) ^1/2=6,35 кВт.

Определяем полную, активную и реактивную мощности:

Qр_ВН= (Qм-Q_0,4) + ДQтр= (64,6-25) +27,2=66,81 квар;

Рр_ВН= ДРтр+Рм=389,52+6,35=395,87 кВт;

Sр_ВН= (66,81²+395,87²) ^1/2=401,5 кВ•А.

Определяем tgц:

tgц=3456,7/6731,2=0,51.

Мощность средств компенсации:

Q_КУ=6731,2• (0,51-0,33) =1235,43 квар.

Компенсация рассчитана в таблице 4.2 Выбраны УКH (M) - 10-600У1, две штуки 2х600 квар. Остальной расчет сведен в таблицу 4.2.

3.7 Определение расчетной электрической нагрузки завода в целом

Полная расчетная мощность завода вычисляется по выражению [3]:

Sрасч (з) = ( (УРр (ц) +ДР) ² + (УQр (ц) + ДQ - Q_КУ) ²) ^1/2, кВ•А, (4.10)

где УРр (ц) - расчетная активная мощность всех цехов, кВт;

УQр (ц) - расчетная реактивная мощность всех цехов; Остальные величины были приведены выше, квар.

Полная расчетная мощность завода рассчитана в таблице 4.2.

Sрасч (з) = (6731,2²+ (3456,7-1200) ²) ^1/2=7099,44 кВ•А.

Таблица 4.2 - Расчёт суммарной мощности завода

Цеховая ТП	Кол-во тр-ров, шт.	Марка тр-ра	Sном, кВ•А	ДРк. з. кВт	Uк. %	ДРхх, кВт	Ixx, %	Sр, кВ•А	ДРт, КВт	ДQт, квар	Рр вн, кВт	Qр вн, квар	Sр вн, кВ•А
ТП1	1	ТМГ-400/10	400	5,5	4,5	1,08	2,3	391,53	6,35	27,2	395,87	66,81	401,5
ТП2	2	ТМГ-1600/10	1600	16,5	5,5	3,3	1,3	2010,4	63,44	217,6	1759,1	1297,6	2186
ТП3	2	ТМГ-1000/10	1000	11,6	5,5	2,45	1,5	1599,8	64,28	140	1649	359,3	1687,7
ТП4	1	ТМГ-630/10	630	7,6	5,5	1,68	2	576,1	8,04	47,25	581,14	105,92	590,71
ТП5	2	ТМГ-400/10	400	5,5	4,5	1,08	2,3	475,35	17,7	54,4	385,3	355,77	524,43
ТП6	2	ТМГ-630/10	630	7,6	5,5	1,68	2	719,6	23,2	94,5	677,1	394,84	783,82
ТП7	2	ТМГ-630/10	630	7,6	5,5	1,68	2	844,73	30,7	94,5	744,63	546	923,36
ТП8	2	ТМГ-400/10	400	5,5	4,5	1,08	2,3	583,1	25,53	54,4	539,08	330,55	632,35
Итого по заводу	16	-	-	-	-	-	-	-	-	-	6731,2	3456,7	7729,7

5. Проектирование сети снабжения электроэнергией завода

5.1 Обоснование схемы внешнего снабжения электроэнергией

Базовыми критериями проектирования рациональной системы внешнего снабжения электроэнергией считаются надежность и экономичность. Для выбора системы внешнего снабжения электроэнергией завода следует перебрать несколько вариантов и дать технико-экономическое обоснования наиболее подходящего варианта.

Вариант № 1 (Напряжение питания Uпит=110 кВ):

Выбор провода.

Выбираю АС-70/11.

Потери напряжения в нашей линии:

L=8 км; r₀=0,428 (Ом/км); х₀=0,444 (Ом/км); R= (r₀/2) ·L=1,712 Ом; Х= (х₀/2) ·L=1,776 (Ом); ДU = ( (PR+QX) /Uпит, кВ; (5.1)

ДU = ( (5745,4·1,712) + (3376,6·1,776)) /110= 0,144 кВ;

Потери мощности в нашей линии:

ДРл= (Р² + Q²) ·R/U²пит, кВт; (5.2)

ДРл = (5745,4² +3376,6²) ·1,712/110²= 6,28 кВт.

Потери электроэнергии в линиях, зависящие от нагрузки и в трансформаторе:

ДБл = (ДРл+ДP_ТР) •ф+ ДPxx•T МВт•ч/год; (5.3)

ДБл = (ДРл+ДP_ТР) •3750+ ДPxx•8760= (6,28+23,83) •3750+9,4•8760=261 МВт•ч/год.

Затраты на возмещение потерь в линиях:

Зпот_Л = ДБл ·Зэ; тыс. руб. /год; (5.4)

Зпот_Л =261 · 1,8 = 4,698 тыс. руб. /год.

Капиталовложения в сооружение подстанции:

Кпс=178,64 тыс. руб. (ГПП-110-3-2х6300-А2);

Капиталовложения в сооружение ЛЭП:

Ко = 13,5 тыс. руб.; (ж/б, 2-х цепная);

К_ЛЭП = Ко · L · n тыс. руб.; (5.5)

К_ЛЭП = 13,5 · 8 · 2=216 тыс. руб.

Амортизационные отколичествения:

ЛЭП:

И_ЛЭП = (б · К_ЛЭП) /100 тыс. руб. /год; (5.6)

И_ЛЭП =2,8 · 216/100 = 6,05 тыс. руб.;

Подстанция:

И_П/СТ = (б · К_П/СТ) /100, тыс. руб. /год; (5.7)

И_П/СТ = 9,4 · 178,64/100=16,79 тыс. руб.

Приведенные затраты:

З = Ен· (К_ЛЭП + К_П/СТ) + И_ЛЭП + И_П/СТ + Зпот_Л_,тыс. руб. /год; (5.8)

З = 0,12 · (216 + 178,64) + 6,05 + 16,79 + 4,698 =74,895 тыс. руб.

Вариант № 2 (Напряжение питания Uпит=35 кВ),

Вариант № 3 (Uпит=10 кВ) - ЛЭП,

Вариант № 4 (Uпит=10 кВ) - КЛ сводим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Выбор варианта снабжения электроэнергией завода.

№ Варианта	Трансформатор ГПП	ДРк. з. кВт	Uк. %	ДРхх, кВт	ДРт, КВт	ДQт, квар	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВ•А
Вариант 1	ТМН-6300/110	50	10,5	13	31,75	420	6763	2677	7273
Вариант 2	ТМН-6300/35	46,5	7,5	9,4	29,53	300	6760	2557	7228
Вариант 3	-	-	-	-	-	-	6731	2256,7	7099
Вариант 4	-	-	-	-	-	-	6731	2256,7	7099

Продолжение таблицы 5.1

№ Варианта	Iн, А	F, мм²	Iдоп, А	Ro, мОм/м	Xo, мОм/м	L, км	ДUл, кВ	ДРл, кВт	ДАл, МВт•ч
Вариант 1	38,2	2х70	265	0,428	0,444	8	0,15	7,5	261
Вариант 2	119,2	2х70	265	0,428	0,432	8	0,46	73	466,87
Вариант 3	410	2х120	375	0,245	0,405	8	1,025	494	1852,27
Вариант 4	410	2х240	355	0,129	0,075	8	0,415	260	975,3

Продолжение таблицы 5.1

№ Варианта	Зпот_Л, тыс. руб. / год	Ко, тыс. руб. / км	К_Л, тыс. руб.	Кп/ст, тыс. руб.	И_Л, тыс. руб. /год	И_П/СТ, тыс. руб. / год	З, тыс. руб. / год
Вариант 1	4,67	13,5	216	178,6	6,05	16,79	74,895
Вариант 2	8,4	10,7	171,2	163,44	4,794	15,36	68,72
Вариант 3	33,34	2,2	35,2	нет	0,986	нет	38,55
Вариант 4	17,56	5,2	83,2	нет	2,33	нет	29,87

Проведя расчет по четырем вариантам, два первых отбрасываем из-за большой стоимости и малой нагрузкой. Сравнив два последних варианта: оба на 10 кВ ЛЭП и КЛ видим разницу в 11%, т.е. ЛЭП дороже, и КЛ имеет наименьшие потери напряжения и мощности, вследствие этого выбираем: 10 кВ выполненную КЛ.

5.2 Обоснование схемы внутреннего снабжения электроэнергией

Внутреннее электроснабжение желательно выполнить по радиальной или смешанной схеме, магистральная не применяется. Обоснование схемы определяется категорией надежности потребителей, их территориальным расположением, особенностями режимов работы. Так на заводе имеется потребители 1 категории.

Расчет Радиальной и Смешанной схемы имеет идентичный характер и представлен в таблицах 5.2 по 5.7 Эти схемы представлены на рисунках 5.1 и 5.2.

Приведу используемые выражения в этих выколичествениях:

Пример для ТП1:

Определение расчетного тока в нормальном и аварийном режимах:

Iр = Sр/ (n•3^1/2 •Uном), (5.9)

где Sр - расчетная мощность протекающая по кабелю (кВ•А);

n - количество кабелей;

Iр=394,84/ (1•10•3^1/2) =22,79 А;

Imax (р) = Sр/ (3^1/2 •Uном); (5.10)

Imax (р) =Iр•n=22,79•1=22,79 А;

Допустимый ток кабельных линий определяем из соотношения:

Iдоп ? Imax (р) / 1,25; (5.11)

Iдоп=22,79/1,25=18,24 А,

где 1,25 - коэффициент снижения токовой нагрузки.

По току выбираем сечение и марку кабеля:

ААБ-3х16.

Iдоп (н) >Iдоп, 75>18,24 А.

Рисунок 5.1 - Радиальная схема

Рисунок 5.2 - Смешанная схема

Потери напряжения:

ДU = ( (PR+QX) /Uпит, В, (5.12)

где R - активное сопротивление цепи R=Ro•L, Ом;

Х - индуктивное сопротивление цепи X=Xo•L, Ом.

ДU= (389,52•0, 195•1,95+64,6•0,11•0, 195) /10=14,95 В.

Потери мощности в нашей линии при действительной нагрузке:

ДРл = 3 · (Iдоп) ² · r₀ · L · Кз² · 10^-3, кВт, (5.13)

где Кз - коэффициент загрузки кабеля (Iр / I доп);

ДРл =3•75²•1,95•0, 195•0,304²•10^-3=0,593 кВт.

Потери энергии в нашей линии составляют:

ДЭ = ДРл ·ф, кВт•ч/год; (5.14)

ДЭ =0,593•3750=2223 кВт•ч/год.

Стоимость потерь энергии в нашей линии:

Сп = ДЭ · Зэ, тыс. руб. /год, (5.15)

где Зэ - цена 1 кВт•ч электроэнергии (1,8 руб/кВт•ч).

Сп=2223•0,018=40,02 тыс. руб. /год.

Капвложения на монтаж линии:

Ккл = Куд · L, тыс. руб., (5.16)

Где Куд - цена 1 км кабельной линии, для прокладки в в траншее.

Куд=1,76+0,48=2,24 тыс. руб. /км;

Ккл=2,24•0, 195=0,437 тыс. руб.

Амортизационные отколичествения:

С ам. = (б · К_КЛ) /100, тыс. руб. /год, (5.17)

где б = 2,8%.

Сам. =2,8•0,437/100=12,23 руб. /год.

Суммарные капитальные затраты:

К = N · Кв + К_КЛ + К_Т_, тыс. руб.,₍5.18)

где N - количество ячеек РУ с выключателями на напряжение 10 кВ (ВВ/TEL-10);

Кт - суммарная цена цеховых трансформаторов с первичным напряжением 10 кВ (тыс. руб.);

Кт=4,87 тыс. руб.; N=14 шт.;

Кв=2,34 тыс. руб.;

Ккл=0,437 тыс. руб.;

Потери электроэнергии в силовых трансформаторах:

ДЭт = ДРхх · Тг + ДРкз · Кз² ·ф, кВт•ч/год, (5.19)

где ДРхх - потери активной мощности при ХХ трансформатора, кВт;

Тг=8760 - годовое время, в течение которого трансформатор подключен к сети, ч;

ДРкз - потери активной мощности в режиме КЗ трансформатора, кВт.

Для ТП1: ДРхх=1,45 кВт, ДРкз=5,5 кВт, Кз=0,979, ф=3750 ч.

ДЭт =1,45•8760+5,5•0,979²•3750=32462,6 кВт•ч/год;

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе за год составит:

Сп (т) = ДЭт · Зэ, тыс. руб. /год; (5.20)

Сп (т) =32462,2•0,014=454,5 руб. /год.

Амортизационные отколичествения выключателей и трансформаторов:

Сам_Т₍_В₎= (б · К_Т₍_В₎₎ /100, тыс. руб. /год, (5.21)

где б - коэффицент, равный 6,3 %.

Сам_Т=6,3•4,87/100=306,81 руб. /год

Сам_В=6,3•32,76/100=2063,88 руб. /год

Приведенные затраты:

З = Ен· (К_Т + К_В + К_КЛ) + И_КЛ + И_Т + И_В+ Сп (_КЛ₎+ Сп (т). (5.22)

Потери электроэнергии:

ДЭ = ДЭт + ДЭкл, тыс. руб. /год. (5.23)

Приведенные затраты для радиальной схемы:

З=0,125• (155,51+14,09+32,76) +9,797+2,064+0,395+1,262+7,397=

=46,21 тыс. руб. /год.

Потери электроэнергии:

ДЭ =528381+70122=598,5 МВт•ч/год.

Приведенные затраты для смешанной схемы:

Таблица 5.2 - Расчёт радиальной схемы

№ ПС	Рр, КВт	Qр, кВ•Ар	Sр, КВА	n, шт.	Uн, КВ	Iр, А	Iрмах, А	Кпр	L, км	Iдоп (р), А	Марка кабеля	Iдоп (н), А	Хо, Ом/км	Rо, Ом/км
ТП1	389,52	64,61	394,84	1	10	22,8	22,8	1,25	0, 195	18,24	ААБ-1х16	75	0,11	1,95
ТП2	1695,65	1080	2010,4	2	10	58	116,1	1,25	0,05	92,85	ААБ-1х35	115	0,1	0,89
ТП3	1584,7	669,25	1720,24	2	10	49,66	99,32	1,25	0,08	79,45	ААБ-1х25	90	0,1	1,25
ТП4	573,1	58,67	576,1	1	10	33,26	33,26	1,25	0,64	26,61	ААБ-1х16	75	0,11	1,95
ТП5	367,6	301,4	475,35	2	10	13,72	27,44	1,25	0,71	21,96	ААБ-1х16	75	0,11	1,95
ТП6	654	300,34	719,6	2	10	20,77	41,55	1,25	0,63	33,24	ААБ-1х16	75	0,11	1,95
ТП7	714	451,5	844,37	2	10	24,4	48,77	1,25	0,745	39,02	ААБ-1х16	75	0,11	1,95
ТП8	513,55	276,15	583,1	2	10	16,83	33,66	1,25	0,5	26,93	ААБ-1х16	75	0,11	1,95
Итого	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Продолжение таблицы 5.2

№ ПС	ДU, В	Кзагр	ДРл, кВт	ДЭ, кВтч/год	Сп, руб. /год	Куд. л., тыс. руб. /км	Ккл, тыс. руб.	Сам., руб. /год
ТП1	14,95	0,304	0,59	2223	40	2,24	0,437	12,23
ТП2	8,1	0,505	0,9	3372,23	60,7	2,56	0,256	7,168
ТП3	16,4	0,552	1,48	5548,57	99,87	2,39	0,382	10,707
ТП4	71,94	0,44	4,14	15532,3	279,6	2,24	1,43	40,14
ТП5	53,25	0,183	1,56	5865,6	105,6	2,24	3,18	89,1
ТП6	82,42	0,28	3,18	11927,6	214,7	2,24	2,82	79,03
ТП7	107,42	0,33	5,18	19437	349,86	2,24	3,34	93,45
ТП8	51,6	0,22	1,66	6215,4	111,88	2,24	2,24	62,72
Итого	406,03	-	18,7	70121,7	1262,2	-	14,09	394,51

Таблица 5.3 - Расчёт смешанной схемы

№ п/п	Рр, кВт	Qр, кВ•Ар	Sр, кВ•А	n, шт.	Uн, кВ	Iр, А	Iрмах, А	Кпр	L, км	Iдоп (р), А	Марка кабеля	Iдоп (н), А
ТП1	389,52	64,61	394,84	1	10	22,8	22,8	1,25	0,185	18,24	ААБ-1х16	75
ТП2-ТП1	2085,2	1144,6	2378,67	2	10	68,67	138,3	1,25	0,05	109,87	ААБ-1х35	115
ТП3	1584,7	669,25	1720,24	2	10	49,66	99,32	1,25	0,08	79,45	ААБ-1х25	90
ТП4	573,1	58,67	576,1	1	10	33,26	33,26	1,25	0,045	26,61	ААБ-1х16	75
ТП5	367,6	301,4	475,35	2	10	13,72	27,44	1,25	0,71	21,96	ААБ-1х16	75
ТП6-ТП4	1227	359	1278,5	2	10	37	41,55	1,25	0,63	73,8	ААБ-1х16	75
ТП7	714	451,5	844,37	2	10	24,4	48,77	1,25	0,745	39,02	ААБ-1х16	75
ТП8	513,55	276,15	583,1	2	10	16,83	33,66	1,25	0,5	26,93	ААБ-1х16	75
Итого	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

Продолжение таблицы 5.3

№ п/п	Хо, Ом/км	Rо, Ом/км	ДU, В	Кзагр	ДРл, кВт	ДЭ, кВтч/год	Сп, руб. /год	Куд. л., тыс. руб. /км	Ккл, тыс. руб.	Сам., руб. /год
ТП1	0,11	1,95	14,95	0,304	0,56	2109,03	37,96	2,24	0,414	11,6
ТП2-ТП1	0,1	0,89	9,85	0,597	1,26	4720,94	84,98	2,56	0,256	7,168
ТП3	0,1	1,25	16,38	0,552	1,48	5548,57	99,87	2,39	0,382	10,707
ТП4	0,11	1,95	5,06	0,44	0,29	1092,11	19,66	2,24	0,101	2,82
ТП5	0,11	1,95	53,25	0,183	1,56	5865,6	105,6	2,24	3,18	89,1
ТП6-ТП4	0,11	1,95	153,23	0,5	10,04	37649	677,68	2,24	2,82	79,03
ТП7	0,11	1,95	107,42	0,33	5,18	19437	349,86	2,24	3,34	93,45
ТП8	0,11	1,95	51,6	0,22	1,66	6215,4	111,88	2,24	2,24	62,72
Итого	-	-	410,96	-	22,04	82637,6	1487,5	-	12,73	356,56

Таблица 5.4 - Технико-экономический расчет КТП

№ п/п	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	ДЭт, кВтч/год	n	Кз	Сп (т), руб. /год	Sн. т., кВ•А	Кт, тыс. руб.	Сам. т., руб. /год
ТП1	1,45	5,5	32462,600	1	0,979	454,48	400	4,87	306,81
ТП2	4,5	16,5	127682,928	2	0,628	1787,56	1600	65,6	4132,8
ТП3	3,3	11,6	113483,162	2	0,800	1588,76	1000	28,75	1811,25
ТП4	2,27	7,6	43716,728	1	0,914	612,03	630	12,89	812,07
ТП5	1,45	5,5	39967,351	2	0,594	559,54	400	9,26	583,38
ТП6	2,27	7,6	58361,797	2	0,571	817,07	630	12,44	783,72
ТП7	2,27	7,6	65389,872	2	0,670	915,46	630	12,44	783,72
ТП8	1,45	5,5	47317,234	2	0,729	662,44	400	9,26	583,38
-	-	-	528381,7	-	-	7397,34	-	155,51	9797,13

Таблица 5.5 - Выбор выключателей в радиальной схеме

№ п/п	n	Sp, кВ•А	Un, кВ	Imax (p), А	Марка и пПараметры
ТП1	1	394,84	10	22,80	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП2	2	2010,38	10	116,07	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП3	2	1720,24	10	99,32	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП4	1	576,09	10	33,26	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП5	2	475,34	10	27,44	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП6	2	719,60	10	41,55	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП7	2	844,73	10	48,77	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП8	2	583,08	10	33,66	ВВ/TEL-10-630-20У3
Qпит.	2	7099,437	10	409,89	ВВ/TEL-10-1000-20У3
Qсекц.	1	7099,437	10	409,89	ВВ/TEL-10-1000-20У3

Таблица 5.6 - Выбор выключателей в смешанной схеме

№ п/п	n	Sp, кВ•А	Un, кВ	Imax (p), А	Марка и параметры
ТП2	2	2010,38	10	116,07	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП3	2	1720,24	10	99,32	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП5	2	475,34	10	27,44	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП6	2	719,60	10	41,55	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП7	2	844,73	10	48,77	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП8	2	583,08	10	33,66	ВВ/TEL-10-630-20У3
Qпит.	2	7099,437	10	409,89	ВВ/TEL-10-1000-20У3
Qсекц.	1	7099,437	10	409,89	ВВ/TEL-10-1000-20У3

З=0,125• (12,73+28,08+155,51) +1,769+0,357+9,797+1,487+7,397=45,35

тыс. руб. /год.

Потери электроэнергии:

ДЭ =82637+528381=611,02 МВт•ч/год.

Так как отличие между радиальной и смешанной схемой 1,86%, то есть варианты одинаково экономичны. По надежности снабжения электроэнергией радиальная схема более надежная.

5.3 Расчёт сверхтоков в сетях выше 1 кВ

Расчёт будет произведен в именованных единицах.

ЭДС системы: Ес=10 кВ.

Сопротивление системы:

Хс=, Ом; (5.24)

Хс==0,11 Ом.

Сопротивление трехобмоточного трансформатора:

Uк_В-С = 10,5%; Uк_В-Н = 17,5%; Uк_С-Н = 6,5%;

Uк_В = 0,5 · (Uк_В-Н + Uк_В-С - Uк_С-Н), %; (5.25)

Uк_В = 0,5· (17,5 + 10,5 - 6,5) = 10,75%;

Хт_В= (Uк_В/100) · (U²_n/S_n) · К²т, Ом; (5.26)

Хт_В = (10,75/100) · (110²/25) · (10/110) ² = 0,43 Ом;

Uк_Н = 0,5 · (Uк_В-Н - Uк_В-С + Uк_С-Н), %; (5.27)

Uк_Н = 0,5· (17,5+6,5-10,5) = 6,75%;

Хт_Н = (Uк_Н/100) · (U²_n/S_n), Ом; (5.28)

Хт_Н = (6,75/100) · (10²/25) = 0,27 Ом.

Сопротивление кабельных линий:

Хл=Хо•L; (5.29)

Хо=0,075 Ом/км, L=8 км;

Хл=0,075•8=0,6 Ом;

Хо₁=0,099 Ом/км, L₁=0, 195 км;

Хл₁=0,099•0, 195=0,0193 Ом;

Хо₆=0,099 Ом/км, L₆=0,63 км;

Хл₆=0,099•0,63=0,0624 Ом;

Хо₇=0,099 Ом/км, L₇=0,745 км;

Хл₇=0,099•0,745=0,0738 Ом;

Сопротивление трансформатора:

Хтр₆=Хтр₇=, Ом; (5.30) Хтр₆=Хтр₇ Ом.

Сопротивление двигателя:

Хад₆=, Ом; (5.31) Хад₆ Ом;

Хад₇= Ом;

ЭДС двигателя:

Е₆=Е₇=0,9•Uн, кВ; (5.32) Е₆=Е₇=0,9•10=9 кВ.

В качёстве примера рассчитаем точку К₁, остальные точки КЗ сведем в таблицы 5.7-5.8 Схема замещения представлена на рисунке 5.3.

Рисунок 5.3 - Схема замещения для точки К1

Х₁=Хс+Хт_В+Хт_Н+Хл;

Х₁=0,11+0,43+0,27+0,6=1,41 Ом;

X₂= Хл₆+Хтр₆+Хад₆;

Х₂=0,0624+8,73+125=68,92 Ом;

Х₃= Хл₇+Хтр₇+Хад₇;

Х₃=0,0738+8,73+133,33=142,134 Ом;

Х₄=_;

Х₄ Ом;

Е₄=;

Е₄= кВ;

Х₅=;

Х₅= Ом;

Х_У=Х₅+Хл₁;

Х_У =1,368+0,0193=1,387 Ом;

Е_У=;

Е_У кВ;

Iкз=, кА; (5.33)

Iкз кА.

Таблица 5.7 - Расчёт сверхтоков в сетях выше 1 кВ (минимальный режим)

№	L, км	Хо, Ом/км	Хл, Ом	Х_1,Ом	Х_2,Ом	Х_3,Ом	Х_4,Ом	Е_4,кВ	Х_5,Ом	Х_У, Ом	Е_У, кВ	Iкз, кА
К₁	0, 195	0,099	0,019	1,41	133,8	142,1	68,92	9	1,382	1,404	9,979	7,188
К₂	0,05	0,09	0,0045	1,41	133,8	142,1	68,92	9	1,382	1,386	9,979	7, 198
К₃	0,08	0,095	0,0076	1,41	133,8	142,1	68,92	9	1,382	1,39	9,979	7,182
К₄	0,64	0,099	0,063	1,41	133,8	142,1	68,92	9	1,382	1,445	9,979	6,905
К₅	0,71	0,099	0,07	1,41	133,8	142,1	68,92	9	1,382	1,452	9,979	6,872
К₆	0,745	0,099	0,074	1,41	133,73	142,1	1,396	9,99	1,47	1,454	9,979	6,862
К₇	0,5	0,099	0,0495	1,41	133,8	142,06	1,396	9,99	1,445	143	9,979	6,976
К₈	0,63	0,099	0,0624	1,41	133,8	142,1	68,92	9	1,382	1,444	9,979	6,91
К₉	8	0,075	0,6	1,41	133,8	142,1	1,396	9,99	1,382	1,382	9,98	7,222

Таблица 5.8 - Расчёт сверхтоков в сетях выше 1 кВ (максимальный режим)

№	L, км	Хо, Ом/км	Хл, Ом	Х_1,Ом	Х_2,Ом	Х_3,Ом	Х_4,Ом	Е_4,кВ	Х_5,Ом	Х_У, Ом	Е_У, кВ	Iкз, кА
К₁	0, 195	0,099	0,019	1,11	129,44	137,75	66,73	9	1,09	1,11	9,98	8,983
К₂	0,05	0,090	0,002	1,11	129,44	137,75	66,73	9	1,09	1,09	9,98	9,123
К₃	0,08	0,095	0,004	1,11	129,44	137,75	66,73	9	1,09	1,10	9,98	9,110
К₄	0,64	0,099	0,063	1,11	129,44	137,75	66,73	9	1,09	1,16	9,98	8,641
К₅	0,71	0,099	0,035	1,11	129,44	137,75	66,73	9	1,09	1,13	9,98	8,857
К₆	0,63	0,099	0,031	1,11	129,44	137,75	66,73	9	1,09	1,12	9,98	8,888
К₇	0,745	0,099	0,037	1,11	129,37	137,75	1,10	10	1,14	1,13	9,98	8,848
К₈	0,5	0,099	0,025	1,11	129,44	137,70	1,10	10	1,13	1,12	9,98	8,942
К₉	8	0,075	0,300	1,11	129,44	137,75	1,10	10	1,09	1,09	9,98	9,142

5.4 Выбор и проверка коммутационно-защитной аппаратуры

Выбор выключателей.

Таблица 5.9 - Выбор выключателей

№ п/п	N, шт	Sp, кВ•А	Un, кВ	Imax (p), А	Iкз, кА	Iу, кА	Марка и параметры
ТП1	1	394,84	10	22,80	8,983	18,864	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП2	2	2010,38	10	116,07	9,123	19,158	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП3	2	1720,24	10	99,32	9,110	19,131	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП4	1	576,09	10	33,26	8,641	18,145	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП5	2	475,34	10	27,44	8,857	18,599	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП6	2	719,60	10	41,55	8,888	18,665	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП7	2	844,73	10	48,77	8,848	18,581	ВВ/TEL-10-630-20У3
ТП8	2	583,08	10	33,66	8,942	18,779	ВВ/TEL-10-630-20У3
Qпит.	2	7099,437	10	409,89	9,142	19, 198	ВВ/TEL-10-1000-20У3
Qсекц.	1	7099,437	10	409,89	9,142	19, 198	ВВ/TEL-10-1000-20У3

Выбор трансформаторов напряжения (ТН).

Предварительно выбираем ТН марки НАМИТ-10:

1) по напряжению Иуст?Ином: 10 кВ = 10 кВ;

2) по классу точности 0,5;

3) по вторичной загрузке S₂_У ? S_НОМ,В•А; где S₂_У - загрузка всех приборов присоединенных к ТН. S_НОМ - номинальная мощность в заданном классе точности.

Таблица 5.10 - Расчет нагрузок ТН

Наименование приборов	Sпотреб приборами	Число катушек, шт.	Число приборов, шт.	Используемая мощность
				Р, Вт	Q, Вар	S, В•А
Вольтметр	2	1	4	8	-	-
Ваттметр	1,5	2	1	3	-	-
Счетчик электроэнергии	52	42	20	-	-	104
Итого	-	-	-	11	-	115

НАМИТ-10 имеет номинальную мощность в классе точности 0.5 равную 120 В•А. Следовательно 115<120 В•А, т.е. трансформатор будет работать в заданном классе точности. Выбор трансформаторов тока (ТТ).

Рассчитаем нагрузку на трансформаторы тока. Данные приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.11 - Расчет нагрузок ТТ

Наименование приборов	Используемая мощность, ВА
	Фаза А	Фаза С
Амперметр Ваттметр Счетчик электроэнергии	0,5 0,5 8	- 0,5 8
ИТОГО	9,0	8,5

Сопротивление приборов наиболее загруженной фазы А.

Z_приб = Ом. (5.34)

Для обеспечения работы ТТ в заданном классе точности должно быть выполнено условие:

Z_ПРИБ + Z_ПРОВ + Z_КОНТ Z_2Н, Ом (5.35)

где Z_пров - сопротивление соединительных проводников, Ом;

Z_конт - суммарное сопротивление контактов, равное 0,01 Ом.

Из равенства следует:

Z_ПРОВ = Z_2Н - Z_ПРИБ - Z_КОНТ, Ом; (5.36)

Z_ПРОВ= 0,4 - 0,36 - 0,01 = 0,03 Ом.

Тогда сечение соединительных проводников:

, мм², (5.37)

где с - удельное сопротивление соединительных проводников, равное 0,0283 Ом мм/м - для алюминиевых проводов;

- расчетная длина соединительных проводников, зависящая от схемы соединения ТА.

Для неполной звезды:

, м, (5.38)

где l - расстояние от места установки приборов до ТА, принимаемое 4м

мм².

По условию алюминиевых соединительных проводников не должно быть меньше 4 мм². Тогда

Ом. (5.39)

Тогда расчетная вторичная нагрузка:

Z_2р = 0,36 + 0,033 +0,01 = 0,403 Ом.

Выбираем ТПЛК-10:

Uн=10 кВUc=1 0кВ;

Iр=409 АIном=600 А;

Z2н=0,403 ОмZ2н=0,4 Ом;

Iу=19, 198 кАIудин=100 кА.

Также берем трансформаторы тока нулевой последовательности ТЗЛМ-10УЗ

Выбор трансформатора собственных нужд

Таблица 5.12 - Расчет нагрузок ТА

Вид потребителя	Установленная мощность, кВт
Электроосвещение, отопление, вентиляция ЗРУ	7
Техника связи и телемеханики	8,7
Подогрев шкафов КРУ	1

Рсн=7+8,7+1=16,7 кВт.

Определим полную мощность:

Sсн= Кр•Pсн/ (cosц•n), кВ•А, (5.40)

где Кр - коэффициент разновремённости, Кр=0,8.

Sсн=0,8•16,7/ (0,85•2) =7,86 кВ•А

Выбираем ТСЗ-16/10.

Проверка на перегрузку вт= (Sсн•2/Sтр) •100=98,25%.

Компоновка ГРП

Компоновка ГРП осуществляется ячейками КМ1-М с габаритными размерами 2310х1300х750. Ввод осуществляется с задней нижней стороны и через вводной выключатель подключаем секцию шин.

Выбор кабелей на низковольтную сеть завода.

Выбор кабеля на стороне низкого напряжения для распределительных пунктов. Выбор осуществляется тем же образом что и на стороне высшего напряжения (см. Пункт 5.1).

Таблица 5.13 - Выбор марок кабелей на низковольтную сеть завода

№ РП	N, шт.	Sp, кВ•А	Un, кВ	Ip, А	Imax (p), А	Iдоп (рас) >, А	Кабель марки ААБ	Iдоп, А
РП1	1	8,88	0,38	12,83	12,83	10,26	1х2,5	31
РП2	1	238,78	0,38	345,06	345,06	276,05	1х150	305
РП3	1	106,15	0,38	153,39	153,39	122,71	1х35	135
РП4	1	33,87	0,38	48,94	48,94	39,15	1х4	42
РП5	1	197,54	0,38	285,47	285,47	228,37	1х95	240
РП6	1	153,49	0,38	221,81	221,81	177,45	1х70	200
РП7	1	16,55	0,38	23,92	23,92	19,14	1х2,5	31

6. Проектирование сети снабжения электроэнергией деревообрабатывающего цеха

6.1 Выбор кабелей и проводов в цехе

В своем деревообрабатывающем цехе я расположил четыре распределительных щита, от которого отходят провода марки АПВ к потребителям. Для мостовых кранов выбираем гибкий провод КГ. Вставки между щитами и вводным распределительным пунктом собраны из АПВБ. Выбор проводов произвожу по паспортной мощности электроприемников электроэнергии.

Sн = Рн/cosц, кВ•А. (6.1)

Выбор кабелей для вставок нахожу по расчетной мощности распределительных щитков - Sр. Также для выбора кабелей и проводов провожу определение потерь напряжения в проводах и кабеля составляющую 10% от номинального напряжения (380 В). Потери напряжения определяются таким же образом как и в сети высокого напряжения. Все эти расчеты приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Выбор сечения проводов и определение потерь напряжения

№ по плану	Рн, кВт	Qн, кВ•Ар	Sн, кВ•А	Iномдв, А	L, км	Провод	Iдоп, А	Rо, мОм/м	Xо, мОм/м	ДU, В
1	14,2	24,595	28,4	40,99	0,005	АПВ-4х16	50	3,1	0,07	0,57
2	6,8	11,778	13,6	19,63	0,01	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1,34
8	6,8	11,778	13,6	19,63	0,005	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	0,67
9	6,8	11,778	13,6	19,63	0,009	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1,14
17	10	11,691	15,385	22,21	0,009	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1,67
19	1,8	2,104	2,769	4,00	0,017	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	0,58

Продолжение таблицы 6.1

№ по плану	Рн, кВт	Qн, кВ•Ар	Sн, кВ•А	Iномдв, А	L, км	Провод	Iдоп, А	Rо, мОм/м	Xо, мОм/м	ДU, В
20	1,8	2,104	2,769	4,00	0,02	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	0,71
10	1,8	2,104	2,769	4,00	0,017	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	0,58
3	5	8,660	10	14,43	0,02	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1,98
11	3,6	6,235	7,2	10,39	0,024	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1,71
22	40	46,765	61,538	88,82	0,029	АПВ-4х50	120	0,62	0,06	2,01
18	9,4	10,990	14,462	20,87	0,028	КГ-4х10	23	7,74	0,1	5,07
РШ1	46,61	24,04	52,443	75,70	0,058	АПВБ-4х70	140	0,44	0,06	3,18
4	5	8,660	10,00	14,43	0,027	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	2,62
5	5	8,661	10,00	14,43	0,018	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1,73
6	3,6	6,236	7, 20	10,39	0,009	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	0,64
7	3,6	6,236	7, 20	10,39	0,004	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	0,28
12	3,6	6,236	7, 20	10,39	0,025	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1,78
13	3,6	6,236	7, 20	10,39	0,015	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1,07
14	15	25,982	30,00	43,30	0,015	АПВ-4х16	50	1,95	0,07	1,16
15	15	25,982	30,00	43,30	0,01	АПВ-4х16	50	1,95	0,07	0,78
16	15	25,982	30,00	43,30	0,003	АПВ-4х16	50	1,95	0,07	0, 19
23	40	46,765	61,54	88,82	0,028	АПВ-4х50	120	0,62	0,06	1,91
24	3,6	6,236	7, 20	10,39	0,02	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1,42
25	3,6	6,236	7, 20	10,39	0,01	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	0,71
РШ2	39,25	26,52	47,38	68,46	0,076	АПВБ-4х70	140	0,44	0,06	3,61
27	7,5	5,625	9,38	13,55	0,027	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	3,88
28	40	46,765	61,54	88,93	0,013	АПВ-4х50	120	0,62	0,06	0,87
29	4	6,928	8,00	11,56	0,014	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1,07
30	4	6,928	8,00	11,56	0,015	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1, 19
32	4	6,928	8,00	11,56	0,023	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1,78
34	40	46,765	61,54	88,93	0,008	АПВ-4х50	120	0,62	0,06	0,52
35	35	60,622	70,00	101,16	0,005	АПВ-4х50	120	0,62	0,06	0,32
36	35	60,622	70,00	101,16	0,005	АПВ-4х50	120	0,62	0,06	0,32
37	35	60,622	70,00	101,16	0,018	АПВ-4х50	120	0,62	0,06	1,12
21	9,4	16,281	18,80	27,17	0,023	КГ-4х10	39	3,1	0,07	1,71

Продолжение таблицы 6.1

№ по плану	Рн, кВт	Qн, кВ•Ар	Sн, кВ•А	Iномдв, А	L, км	Провод	Iдоп, А	Rо, мОм/м	Xо, мОм/м	ДU, В
РШ3 РШ1	124,33	81,67	148,76	214,97	0,002	АПВБ-4х95	255	0,33	0,06	0,23
26	1,8	2,10443	2,77	4,00	0,028	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	0,97
31	7,5	5,625	9,38	13,55	0,03	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	4,39
33	4	6,9282	8,00	11,56	0,015	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1, 19
38	35	60,6218	70,00	101,16	0,005	АПВ-4х50	120	0,62	0,06	0,32
39	5,5	5,61112	7,86	11,35	0,003	АПВ-4х10	23	7,74	0,1	0,27
40	28	48,4974	56,00	80,92	0,011	АПВ-4х35	85	0,89	0,06	0,77
41	10	7,5	12,50	18,06	0,01	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	1,95
42	10	7,5	12,50	18,06	0,02	АПВ-4х4	23	7,74	0,1	3,91
43	28	48,4974	56,00	80,92	0,02	АПВ-4х35	85	0,89	0,06	1,4
44	17	17,3435	24,29	35,09	0,018	АПВ-4х10	39	3,1	0,07	2,36
45	17	17,3435	24,29	35,09	0,023	АПВ-4х10	39	3,1	0,07	3,04
РШ4- РШ2	124,71	100,60	160,23	231,54	0,038	АПВБ-4х95	255	0,33	0,06	4,38

6.2 Расчёт сверхтоков в сетях до 1 кВ

Схема замещения представлена на рисунке 6.1.

Ес=400 В; Хс=Хс• Кт², мОм; (6.2)

Хс=0,11• (0,4/10) ²=0,176 мОм;

Рисунок 6.1 - Схема для расчетов токов трехфазного КЗ для точки К1

Хт_В = Хт_В• Кт², мОм; (6.3)

Хт_В=0,43• (0,4/10) ²=0,688 мОм;

Хт_Н= Хт_Н• Кт², мОм; (6.4)

Хт_Н=0,27• (0,4/10) ²=0,432 мОм.

Сопротивление кабельных линий и трансформаторов приведены в таблице 6.2.

Хад₆=125• (0,4/10) ²=200 мОм;

Хад₇=133,33• (0,4/10) ²=213,33 мОм.

Сопротивление переходное:

Rпер₁=20 мОм;

Rпер₂=25 мОм.

Результаты расчета сведены в таблицу 6.3.

Пример для точки К₁:

Z₁=;

Z₁= мОм;

Z₂=;

Z₂= мОм;

Z₃=;

Z₃= мОм;

Z₄=;

Z₄=мОм;

Z₅=;

Z₅ мОм;

Е₅=;

Е₅ В;

Z₆=;

Z₆ мОм;

;

мОм;

;

В;

Таблица 6.2 - Определение параметров схемы замещения

Точка КЗ	L, км	Хо, Ом/км	Хл, мОм	Хт, мОм	Rт, мОм
К₁	0, 195	0,099	19,305	17	5,9
К₂	0,05	0,09	4,5	5,4	1,1
К₃	0,08	0,095	7,6	8,6	1,9
К₄	0,64	0,099	63,36	13,5	3,4
К₅	0,71	0,099	70,29	17	5,9
К₈	0,63	0,099	62,37	17	59
К₆	0,745	0,099	73,755	13,97	3,4
К₇	0,5	0,099	49,5	13,97	3,4
К₉	8	0,075	600	-	-

Таблица 6.3 - Расчёт тока КЗ в сетях до 1 кВ

Точка КЗ	Z1,мОм	Z2,мОм	Z3,мОм	Z4,мОм	Z5,мОм	Е5,мОм	Z6. мОм	ZУ, мОм	ЕУ, В	Iкз, кА
К₁	601,3	44,6	291,8	281	143,14	360	115,6	160,2	367,7	2295
К₂	601,3	23,31	291,8	281	143,14	360	115,6	139	367,7	2646,7
К₃	601,3	27,24	291,8	281	143,14	360	115,6	142,86	367,7	2573,8
К₄	601,3	80,34	291,8	281	143,14	360	115,6	196	367,7	18764
К₅	601,3	91,05	291,8	281	143,14	360	115,6	206,7	367,7	1779,1
К₈	601,3	83,5	291,8	281	143,14	360	115,6	199	367,7	1846,7
К₆	601,3	90,78	201,6	281	191,5	372,74	282,3	1176	365,3	3106,5
К₇	601,3	67,64	291,8	214,8	196,5	373,1	264,1	118,45	365,86	3088,7

Схема замещения для тока однофазного КЗ представлена на рисунке 6.2.

Рисунок 6.2 - Схема для расчетов токов однофазного КЗ

Хтр₆=40,5 мОм;

Rтр₆=10,2 мОм;

Rпер₁=20 мОм;

Rпер₂=25 мОм;

Rпер₃=30 мОм.

Определение сопротивления линий:

Хо=0,0602 мОм/м, Rо=0,339 мОм/м, L=38 м;

Хл₁=0,0602•38=2,2876 мОм;

Rл₁=0,339•38=12,882 мОм;

Хо=0,0612 мОм/м, Rо=0,447 мОм/м, L=76 м;

Хл₂=0,0612•76=4,6512 мОм;

Rл₂=0,447•76=33,972 мОм;

Хо=0,0625 мОм/м, Rо=0,625 мОм/м, L=28 м;

Хл₃=0,0625•28=1,75 мОм;

Rл₃=0,625•28=17,5 мОм.

Суммарное сопротивление линий:

Хл_У=2•Хл;

Хл_У=3• (2,2876+4,6512+1,75) =26,066 мОм;

Rл_У=2•Rл;

Rл_У=3• (12,882+33,972+17,5) =193,06 мОм.

Определяем ток КЗ:

;

А.

6.3 Выбор распределительных щитков и автоматических выключателей

В своем деревообрабатывающем цехе, я использовал 4 РЩ, с количеством отходящих линий РШ1-12; РШ2-12; РШ-3-10 и РШ4-11. В этом случае выбираю РЩ марки 'ПР-9000' с количеством ответвлений равное 12. В этом типе распределительного щита находятся автоматические выключатели марки 'ВА'. Эти выключатели выбираются по номинальному току, номинальному напряжения и сверхтоку. Выбор снесен в таблицу 6.4.

Для защиты асинхронных электродвигателей напряжением 380 или 660 В от многофазных коротких замыканий применяются предохранители с плавкими вставками или автоматы с электромагнитными расцепителями.

Выбор плавких вставок предохранителей и уставок автоматов производится в следующей последовательности:

1) номинальное напряжение автоматов Uном должно быть не ниже напряжения сети:

UномаUс, В; (6.5)

Пример для электроприемника № 23 (пресс холодного выдавливания):

380 В=380 В;

2) номинальный ток расцепителя автоматического выключателя должен быть больше длительного максимального тока нагрузки двигателя:

Iр. а. номIном. дв., А; (6.6)

Iном. дв. =;

кВ•А;

Iном. дв. = А;

Iр. а. ном=100 А;

3) отключающая способность автомата должна быть достаточна для отключения максимального тока короткого замыкания:

Iа. отклI³_К_._МАХ_,кА; (6.7)

Iа. откл=25 кА, I³_К_._МАХ=3,106 кА;

4) ток уставки срабатывания электромагнитного расцепителя автомата мгновенного действия Iу. э принимается на 25-35% выше пускового тока двигателя:

Iу. э=1,25•Iпуск. дв, А; (6.8)

где Iпуск. дв - пусковой ток электродвигателя (Iпуск. дв= (6-7) •Iном. дв), А;

Iу. э=1,25•6•88,82=666 А;

Iу. э=1000 А.

Ток уставки срабатывания теплового расцепителя Iу. т отстраивается от максимального рабочего тока:

Iу. т= (1,1…1,3) • Iном. дв, А; (6.9)

Iу. т=1,3•88,82=115,5 А;

Iу. т=125 А.

В четырехпроводных сетях 380 В с глухозаземленной нейтралью однофазное замыкание на землю считается коротким замыканием и должно отделяться от сети защитой:

I¹к. мин1,25• Iу. э, А; (6.10)

15981,25•1000=1250 A. Условие выполняется.

Таблица 6.4 - Выбор автоматических выключателей

№ по плану	Рн, кВт	Qн, квар	Sн, кВ•А	Iномдв, А	Кп	Iпуск. А	Iу. э, А	Iу. т, А	Марка автомата	Ток (ном/ расц/ отсеч), А
1	14,2	24,595	28,4	40,99	5	204,96	256, 20	53,29	ВА52-31	100 67,5 500
2	6,8	11,778	13,6	19,63	5	98,15	122,69	25,52	ВА52-31	100 27 200
8	6,8	11,778	13,6	19,63	5	98,15	122,69	25,52	ВА52-31	100 27 200
9	6,8	11,778	13,6	19,63	5	98,15	122,69	25,52	ВА52-31	100 27 200
17	10	11,691	15,385	22,21	7	155,44	194,30	28,87	ВА52-31	100 33,75 250
19	1,8	2,104	2,769	4,00	5	19,99	24,98	5, 20	ВА52-31	100 21,6 160
20	1,8	2,104	2,769	4,00	5	19,99	24,98	5, 20	ВА52-31	100 21,6 160
10	1,8	2,104	2,769	4,00	5	19,99	24,98	5, 20	ВА52-31	100 21,6 160
3	5	8,660	10	14,43	5	72,17	90,21	18,76	ВА52-31	100 21,6 160
11	3,6	6,235	7,2	10,39	5	51,96	64,95	13,51	ВА52-31	100 21,6 160
22	40	46,765	61,538	88,82	5	444,12	555,14	115,47	ВА52-31	100 125 1000
18	9,4	10,990	14,462	20,87	7	146,11	182,64	27,14	ВА52-31	100 33,75 340
РШ1	46,61	24,04	52,443	75,70	-	-	-	-	ВА52-33	160 156 1600
4	5	8,660	10,00	14,43	5	72,17	90,21	18,76	ВА52-31	100 21,6 160
5	5	8,661	10,00	14,43	5	72,17	90,21	18,76	ВА52-31	100 21,6 160
6	3,6	6,236	7, 20	10,39	5	51,96	64,95	13,51	ВА52-31	100 21,6 160
7	3,6	6,236	7, 20	10,39	5	51,96	64,95	13,51	ВА52-31	100 21,6 160
12	3,6	6,236	7, 20	10,39	5	51,96	64,95	13,51	ВА52-31	100 21,6 160
13	3,6	6,236	7, 20	10,39	5	51,96	64,95	13,51	ВА52-31	100 21,6 160
14	15	25,982	30,00	43,30	5	216,51	270,64	56,29	ВА52-31	100 67,5 500
15	15	25,982	30,00	43,30	5	216,51	270,64	56,29	ВА52-31	100 67,5 500
16	15	25,982	30,00	43,30	5	216,51	270,64	56,29	ВА52-31	100 67,5 500
23	40	46,765	61,54	88,82	6	532,94	666,17	115,47	ВА52-31	100 125 1000
24	3,6	6,236	7, 20	10,39	5	51,96	64,95	13,51	ВА52-31	100 21,6 160
25	3,6	6,236	7, 20	10,39	5	51,96	64,95	13,51	ВА52-31	100 21,6 160
РШ2	39,25	26,52	47,38	68,46	-	-	-	-	ВА52-33	160 156 1600
27	7,5	5,625	9,38	13,55	5	67,74	84,67	17,61	ВА52-31	100 21,6 160
28	40	46,765	61,54	88,93	7	622,50	778,12	115,61	ВА52-31	100 125 700
29	4	6,928	8,00	11,56	5	57,80	72,25	15,03	ВА52-31	100 21,6 160
30	4	6,928	8,00	11,56	5	57,80	72,25	15,03	ВА52-31	100 21,6 160
32	4	6,928	8,00	11,56	5	57,80	72,25	15,03	ВА52-31	100 21,6 160
34	40	46,765	61,54	88,93	7	622,50	778,12	115,61	ВА52-31	100 125 800
35	35	60,622	70,00	101,16	5	505,78	632,23	131,50	ВА52-33	160 125 1000
36	35	60,622	70,00	101,16	5	505,78	632,23	131,50	ВА52-33	160 125 1000
37	35	60,622	70,00	101,16	5	505,78	632,23	131,50	ВА52-33	160 125 1000
21	9,4	16,281	18,80	27,17	7	190,17	237,72	35,32	ВА52-31	100 42,5 315
РШ3-РШ1	124,33	81,67	148,76	214,97	-	-	-	-	ВА52-35	250 321,5 2500
26	1,8	2,10443	2,77	4,00	5	20,01	25,01	5, 20	ВА52-31	100 21,6 160
31	7,5	5,625	9,38	13,55	5	67,74	84,67	17,61	ВА52-31	100 21,6 160
33	4	6,9282	8,00	11,56	5	57,80	72,25	15,03	ВА52-31	100 21,6 160
38	35	60,6218	70,00	101,16	5	505,78	632,23	131,50	ВА52-33	160 156 1250
39	5,5	5,61112	7,86	11,35	5	56,77	70,96	14,76	ВА52-31	100 67 750
40	28	48,4974	56,00	80,92	7	566,47	708,09	105, 20	ВА52-31	100 21,6 160
41	10	7,5	12,50	18,06	5	90,32	112,90	23,48	ВА52-31	100 27 200
42	10	7,5	12,50	18,06	5	90,32	112,90	23,48	ВА52-31	100 27 200
43	28	48,4974	56,00	80,92	7	566,47	708,09	105, 20	ВА52-31	100 125 700
44	17	17,3435	24,29	35,09	5	175,47	219,34	45,62	ВА52-31	100 54 400
45	17	17,3435	24,29	35,09	5	175,47	219,34	45,62	ВА52-31	100 54 400
РШ4-РШ2	124,71	100,60	160,23	231,54	-	-	-	-	ВА52-35	250 321,5 2500

7. Проектирование системы РЗА

В соответствии с требованиями ПУЭ для блока 'линия - трансформатор' в начале линии со стороны источника питания должны быть установлены защиты, обеспечивающие выявление повреждений в нашей линии и в трансформаторе:

1) токовая отсечка для выявления междуфазных замыканий на линии и в трансформаторе;

2) максимальная токовая защита для выявления повреждений вне зоны действия токовой отсечки;

3) газовая защита с действием на сигнал для выявления повреждений внутри трансформатора;

4) максимальная токовая защита для выявления внешних КЗ, сопровождающихся недопустимыми для трансформатора токами;

5) максимальная токовая защита от перегрузок.

Определяется возможность применения селективной токовой отсечки.

В качестве защитного устройства используем 'Сириус-2Л'.

Расчет токовой отсечки.

Выбирается ток срабатывания токовой отсечки по условию отстройки от тока КЗ за трансформатором ТП1:

I_со_._w ? К_н_* I_к_._max

Тогда ток срабатывания отсечки равен:

I_со_._w = 1,2• 2295•0,4/10 = 110,16 А.

Оценивается чувствительность по минимальному току КЗ на выводах 10 кВ трансформатора ТП1:

>1.5.

Видно, что чувствительность селективной отсечки достаточна для использования ее в качестве основной защиты.

Проверяется выполнение условия отстройки защиты от максимальных токов самозапуска, возникающих в послеаварийном режиме:

I_CO_._W3 ? k_З Ч k_СЗ Ч I_НОМ_.Т._ВН = 1,2 Ч 2,2 Ч 23,09 = 60,9 А.

Здесь k_СЗ - коэффициент самозапуска (учитывая значение коэффициента самозапуска для нагрузки ТП1).

Условие отстройки выполняется.

Проверяется отстройка от бросков тока намагничивания трансформатора:

I _CO_._W3 ? (4-5) Ч I_НОМ_Т3_ВН = (4-5) Ч 23.09 = (92,36-115,15) А.

Отстройка обеспечивается.

Выбираются ТТ для линии W 10 кВ типа ТПЛК-10 с коэффициентом трансформации kт = 100/5. Схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле - 'неполная звезда - неполная звезда'.

Определяется ток срабатывания реле тока комбинированной отсечки:

;

А.

Выбирается уставка 5.5 А.

Определяются параметры срабатывания максимальная токовая защита, устанавливаемой на линии W. Ток срабатывания максимальная токовая защита:

А.

Здесь k_СЗ - коэффициент самозапуска (нагрузка ТП1).

Коэффициент чувствительности в режиме основного срабатывания защиты:

>1.5.

Необходимая чувствительность обеспечивается.

Ток срабатывания реле:

I_CP_._MTЗ_._W = I_CЗ_._MTЗ_._W Ч k_CX /k_T = 64,2•1/20 = 3,21 А.

Выбирается уставка 'Сириус-2Л' 3,21 А.

Определяется задержка времени срабатывания максимальная токовая защита:

t_CЗ_._MTЗ_._W = t_CЗ_._Н + Дt = 1,0 + 0,5 = 1,5 с.

Выбираются параметры максимальная токовая защита от перегрузки. Защита от перегрузки выполняется с действием на сигнал.

Первичный ток срабатывания определяется по условию отстройки от максимального рабочего тока трансформатора на стороне ВН 10 кВ, где установлена защита:

;

А.

Задержка времени защиты от перегрузки должна быть согласована с выдержками времени максимальная токовая защита, установленных на всех присоединениях к шине 10 кВ трансформатора (так же как и максимальная токовая защита):

t_CЗП_._W3 = tCЗ. Н5 + Дt = 1,0 + 0,5 = 1,5 с.

Рисунок 7.1 - Карта селективности для линии к ТП1

8. Проектирование электроосвещения завода и деревообрабатывающего цеха

8.1 Электроосвещение территории завода

Мощность требуемая для электроосвещения территории:

, (8.1)

где F_ТЕР - площадь территории, м²;

- удельная мощность при соответствующем типе ламп, Вт/м²;

k_СО - коэффициент спроса;

k_ПРА - коэффициент пускорегулирующей аппаратуры (1,2) [5].

кВт.

, (8.2)

где - коэффициент реактивной мощности светильников.

. квар

8.2 Электроосвещение деревообрабатывающего цеха

Целью светотехнического расчета считается выработка рекомендаций по расположению оптимального количества светильников нужной марки в помещении для создания комфортных, удовлетворяющих всем нормам условий пребывания человека.

Одним из наиболее важных качественных показателей электроосвещения, регламентируемых нормативными документами, считается коэффициент пульсации. Для офисных помещений нормируемый коэффициент пульсации в соответствии с СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03 составляет не более 10%, а если в помещениях планируется работа за компьютером, это значение составляет не более 5%. Наиболее простым и эффективным образом устранения пульсаций светового потока считается использование светильников с электронной пускорегулирующей аппаратурой.

При выборе светильников также нужно определиться с типом потолка в помещении для того, чтобы понять, каким образом фиксировать на нем осветительные приборы.

Обобщая изложенное, приходим к следующему заключению: при освещении данного помещения целесообразно использовать светильники PRBLUX 418.

По методу коэффициентов использования следуете количество светильников N в осветительной установке определяется с помощью выражения:

, (8.3)

где E_Н - нормативный уровень освещенности, лк;

S - площадь помещения, м²;

К_З - коэффициент запаса;

K_И - коэффициент использования;

n - количество ламп в светильнике, шт.;

Ф_Л - световой поток одной лампы в светильнике, лм.

Основным критерием, по которому определяется следуете количество осветительных приборов, считается нормируемый уровень освещенности E_Н. Этот показатель для помещения по СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03 (СНиП 23-05-95) составляет 200 лк для расчетной плоскости на высоте 0,8 м от пола.

Площадь помещения определим по выражению:

, (8.4)

где a - длина помещения, м;

b - ширина помещения, м.

S=36·18=648 м².

Коэффициент запаса К_З определяем в зависимости от типа помещения и принимаем равным 1,5.

Коэффициент использования K_И характеризует эффективность использования светового прибора в помещении. Для его определения следует знать индекс помещения ц и коэффициенты отражения стен, пола и потолка.

Рассчитываем индекс помещения (рис. 8.1):

, (8.5)

где h₁ - высота помещения, м;

h₂ - высота расчетной поверхности, м.

ц=.

Рисунок 8.1 - Схема помещения

Коэффициенты отражения стен, пола и потолка принимаем равными: потолок (50); стены (50); пол (10).

Найдем коэффициент использования по таблице для светильника PRBLUX 418: K_И =0,56.

Количество ламп в светильнике выбранного типа составляет n=4 шт, каждая из которых имеет световой поток Ф_Л=1150 лм.

Определяем требуемое количество светильников по выражению (8.3):

N=шт.

Следовательно, для данного помещения осветительная установка должна состоять из 76 выбранных светильников с равномерным распределением по поверхности потолка. С учетом допуска - 10% -+20% количество светильников может варьироваться от 69 до 91 шт.

9. Безопасность и экологичность проекта

9.1 Вступление. Электрическая безопасность

Электрическая безопасность - система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, связанной с влиянием электрического тока и электромагнитных полей. Электрическая безопасность включает в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия. Правила электробезопасности регламентируются правовыми и техническими документами, нормативно-технической базой. Знание основ электробезопасности обязательно для персонала, обслуживающего электроустановки и электрооборудование.

Рассмотрим требования к персоналу при обслуживании электроустановок:

1. Работники, принимаемые для выполнения работ электроустановках, должны иметь профессиональную подготовку.

2. Проверка состояния здоровья работника проводится до приема его на работу.

3. Электротехнический персонал до допуска к самостоятельной работе должен быть обучен приемам освобождения пострадавшего от действия электрического тока, оказания первой помощи при несчастных случаях.

4. Электротехнический персонал должен пройти проверку знаний Правил и других нормативно-технических документов (правил и инструкций по технической эксплуатации, пожарной безопасности, пользованию защитными средствами, устройства электроустановок) в пределах требований, предъявляемых к соответствующей должности или профессии

5. Каждый работник, если он не может принять меры к устранению нарушений настоящих Правил, должен немедленно сообщить вышестоящему руководителю о всех замеченных им нарушениях и представляющих опасность для людей неисправностях электроустановок, машин, механизмов, приспособлений, инструмента, средств защиты и т.д.

9.2 Выбор сетей по условиям безопасности до 1 кВ в городских сетях. Зануление в сетях до 1 кВ. Применение УЗО

По технологическим требованиям более удобной считается схема трехфазной четырехпроводной сети с заземленной нейтралью, так как она позволяет получить два рабочих напряжения Uф и Uл.

По условиям электробезопасности предпочтительнее брать трехпроводную сеть с изолированной нейтралью на тех объектах, где осуществляется постоянный надзор и контроль за состоянием электроустановок, где обеспечивается высокое качество сопротивления изоляции, своевременно выполняются профилактические осмотры и ремонты сетей и немедленная ликвидация любых замыканий фаз на землю.

В электросетях, не находящихся под постоянным контролем и надзором, и в тех случаях, когда возможны частые замыкания на землю из-за снижения сопротивления изоляции, нужно иметь сеть трехфазного тока с заземленной нейтралью. Если условия работы не очень благоприятны (высокая влажность в воздухе, наличие в помещении сторонних газов и паров, нарушающих изоляцию, низкая квалификация работников), также выбирается электросеть с заземленной нейтралью.

На основании изложенного проектом предусматривается на предприятии сеть 0,4 кВ трехфазного тока с заземленной нейтралью (TN-C-S).

Защитное зануление - это соединение металлических непроводящих в нормальном режиме частей электрооборудования, которые могут оказаться под напряжением, к глухозаземленной нейтральной точке источника (рис.9.1).

Рисунок 9.1 - Схема зануления электрического двигателя в деревообрабатывающем цехе: U - фазное напряжение, I_К - ток КЗ, 1, 2, 3 - фазы, 0 - нулевой провод, R₀ - сопротивление нейтральной точки.

Назначение защитного зануления точно такое же, как и защитного заземления: обеспечить безопасность людей при пробое на корпус. Решается эта задача автоматическим отключением поврежденного прибора от электросети.

Принцип действия зануления таков: превращение пробоя на корпус в однофазное КЗ, чтобы вызвать ток большой силы, способный обеспечить срабатывание защитного аппарата и тем самым автоматически отключить поврежденный прибор от питающей электросети. Такой защитой могут служить:

1) предохранители или автоматические выключатели, устанавливаемые для защиты от токовКЗ;

2) магнитные пускатели со встроенным тепловым расцепителем;

3) контакторы с тепловыми пластинами и другие устройства.

При повреждении фазы на корпус ток идет так: корпус - нулевой проводник - обмотки силового трансформатора - фазный проводник - предохранитель; ввиду того, что сопротивление при КЗ невелико, сила тока достигает больших значений и предохранители перегорают.

Защитное зануление используется в трехфазных четырехпроводных электросетях напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью. Такие сети обычно напряжением 380/220 и 220/127 В широко применяются в машиностроительных отраслях.

Назначение нулевого провода в электрической сети - создать необходимую для отключения установки значение тока КЗ путем появления для этого тока цепочки с достаточно малым сопротивлением.

Заземление нейтрали в трехфазной четырехпроводной сети производится для того, чтобы уменьшить до безопасной величины напряжение нулевого провода относительно земли при случайном замыкании фазы на корпус.

Без заземления нейтрали такая сеть небезопасна и применять ее не следует.

Защитным отключением используют средства защиты, обеспечивающие автоматическое отключение аварийной установки в случае замыкания одной из фаз на корпус и возникновения опасности поражения людей током. Время защитного отключения не должно быть более 0,2 сек. Защитное отключение считается частным случаем защитного зануления. В отличие от зануления, защитное отключение может применяться в любых сетях независимо от принятого режима нейтрали, величины напряжения и наличия в них нулевого провода. Защитное отключение может применяться в условиях повышенной опасности в дополнение к защитному заземлению, а также вместо заземления корпусов электрооборудования, когда его выполнить трудно, например, в передвижных электроустановках, установленных на скальных грунтах или удаленных от системы заземления или зануления электроприемника тока.

Защитное отключение осуществляется при помощи автоматических выключателей, снабженных специальным реле защитного отключения. Принципиальная схема защитного отключения изображена на рис.9.2.

Рисунок 9.2 - Принципиальная схема защитного отключения

Основным элементом схемы считается защитное реле 1 с постоянно замкнутыми контактами. При замыкании на корпус одной из фаз, когда корпус электроустановки получится под напряжением выше допустимого, сердечник реле 1 втягивается и размыкает цепь питания катушки контактора 2, в результате чего электроустановка отключается. Защитное реле 1 срабатывает при заданном напряжении на корпусе электроустановки порядка 24ё40 В. для контроля исправного действия защитного реле, контактора и всех соединений предусмотрена контрольная кнопка 4.

9.3 Выбор и расчет заземляющего устройства

Расчет зазмеления сводится к расчету заземлителя, так как заземляющие проводники в подавляющем большинстве случаев принимают по условиям механической прочности и стойкости к ржавчине.

Требуемое сопротивление в соответствии с ПУЭ составляет 4 Ом. Контур заземления нужно соорудить с внешней стороны с расположением вертикальных электродов по периметру. В качестве вертикальных заземлителей берем электроды с диаметром 18 мм и длиной 3 м, которые заглубляются в грунт. Верхние концы электродов располагаем на глубине 0.7 м от поверхности почвы. К ним крепятся горизонтальные электроды из той же стали, что и вертикальные электроды.

С учетом нашей площади (9.1x6.22 м), занимаемой подстанцией, намечаем расположение стержней по периметру длиной 32.6 м.

Параметры грунта в месте монтажа, климатические данные и другие исходные параметры для расчета находятся в табл.9.1.

Таблица 9.1 - Исходные данные

Обозначение	Наименование	Ед. изм.	Значение
	нормируемое сопротивление растеканию тока в землю	Ом	4
	удельное сопротивление верхнего слоя грунта	Ом*м	50
	удельное сопротивление нижнего слоя грунта	Ом*м	50
d	Диаметр стержня	мм	18
	длина вертикального заземлителя	м	3
	толщина верхнего слоя грунта	м	2
	глубина заложения горизонтального заземлителя	м	0.7
	расстояние от поверхности земли до середины заземлителя	м	2.2
	климатический коэффициент для вертикальных электродов	-	1.5
	климатический коэффициент для горизонтальных электродов	-	2.25
	ширина стальной полосы	мм	50
	длина горизонтального заземлителя	м	32.64

Удельный расчетный коэффициент сопротивления грунта определяем по выражению:

; (9.1)

Ом·м.

Сопротивление растеканию одного вертикального заземлителя определяем по выражению:

; (9.2)

=24.7 Ом.

Предполагаемое количество вертикальных заземлителей определяем по выражению:

, (9.3)

где - коэффициент использования вертикальных заземлителей.

=14 шт.

Таблица 9.2 - Параметры вертикальных и горизонтальных заземлителей

Обозна-чение	Наименование	Ед. изм.	Значе- ние
	коэффициент использования вертикальных заземлителей	-	0.631
	коэффициент использования горизонтальных электродов	-	0.41
	расстояние между заземлителями	м	4.081

Сопротивление горизонтального заземлителя определим по выражению:

(9.4) =15.27 Ом.

Полное сопротивление вертикальных заземлителей R не должно превышать значения определяемого по выражению:

; (9.5)

R==5.42 Ом.

С учетом полного сопротивления вертикальных заземлителей уточненное количество вертикальных заземлителей с учетом соединительной полосы определяется по выражению:

; (9.6)

= 88 шт.

Устанавливаем 8 вертикальных электродов, общая длина горизонтального заземлителя 32.64 м при общем расстоянии между вертикальными заземлителями 4.08 м. Монтажное расстояние между вертикальными заземлителями вдоль соединительной полосы указывается на плане заземляющего устройства.

9.4 Проектирование мероприятий противопожарной безопасности в деревообрабатывающем цехе

Для тушения используют разные огнетушительные вещества: жидкие, твердые, газообразные.

Особенностью тушения пожаров в ЗТП считается то, что если она не отключена и находится под напряжением, то возникает опасность поражения электрическим током.

Запрещается тушение пожара в ЗТП, находящихся под напряжением, всеми видами пен и воды. Допускается тушить пожар на электрооборудовании, находящемся под напряжении 0,4 кВ, распыленными струями воды, доставляемой из ручных пожарных стволов с дистанции не менее 5 метров. При этом следует действовать со средствами пожаротушения в диэлектрических ботах и перчатках, а при появлении дыма - в средствах индивидуальной защиты. Необходимо заземлить пожарный насос и ствол пожарной техники и находится при тушении на безопасной дистанции от электроустановки. Тушение компактными струями не разрешается.

Не разрешается тушение пожаров, если по условиям режима работы ЗТП при тушении пожара нежелательно случайное прикосновение или недопустимое приближение человека к токоведущим частям.

Горящее масло не рекомендуется тушить компактными водяными струями во избежание увеличения площади пожара. Для локализации очага пожара должны быть приняты меры, предотвращающие растекание трансформаторного масла (обваловка и т.п.). Согласно ПУЭ (пункт 4.2.70), для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении маслонаполненных силовых трансформаторов с массой масла более 1 тонны, проектируем установку маслоэлектроприемников, маслоотводов и маслосборников.

Во время развившегося пожара следует защитить от действия высокой температуры рядом расположенные трансформаторы, оборудование и установки. При этом находящаяся под напряжением аппаратура отключается выключателями и разъединителями. В целях предупреждения распространения пожара должны применятся меры по созданию водяных завес.

Щиты управления считаются наиболее ответственной частью электроустановки, поэтому наибольшее внимание при тушении пожара должно уделяться сохранению в целостности установленной в ней аппаратуры. При загорании кабелей, проводов и аппаратуры на панели щита управления оперативный персонал должен, по возжелательности, снять напряжение с панелей, на которых возник пожар, не допуская перехода огня на соседние панели. При этом применяются углекислотные и углекисло-бромэтиловые огнетушители.

9.5 Утилизация ртутьсодержащих отходов

В соответствии с ГОСТ Р 52105-2003 ртуть содержащие отходы (РСО) классифицируют:

В зависимости от содержания ртути РСО выделяют следующие группы:

1 - ртуть с механическими включениями, а также растворенными химвеществами, при доле базового вещества 95% (не менее);

2 - отходы с долей металлической ртути 50% (не менее)

3 - отходы, содержащие ртуть, ее неорганические или органические соединения, при доле ртути от 0,026% до 50,00%;

4 - отходы, содержащие ртуть или ее соединения долей от 0,00021% (допустимо ртути в почве) до 0,026%.

Отходы первой группы утилизируют на специализированных объектах с целью получения товарной ртути механическими и/или физико-химическими методами, в том числе обработкой кислотами и щелочами, дистилляцией или электрохимией.

Отходы второй группы утилизируют на специализированных объектах для получения ртути при доле базового вещества более 95%, т.е. не уступающей отходам 1-й группы.

При переработках используют методы, включающие прогревание или прокаливание аппарате, приспособленном для испарения ртути и для конденсации ее паров. Если качество новой ртути не соответствует требованиям к товарному продукту, полученную ртуть дополнительно очищают методами, используемыми при переработке первой группы.

Допускается использовать другие методы обработки, базирующиеся на химизвлечении ртути, или физико-химические методы с последующим выделением солей или металлической ртути.

Отходы третьей группы утилизируют на специализированных объектах с целью выделения из них металлической ртути или ее соединений, пригодных для повторной реализации. При отсутствии технологии утилизации или нецелесообразности такой переработки (малое количество таких отходов) отходы складируют с целью их последующей переработки с учетом всех требований ГОСТ.

Отходы четвертой группы утилизируют соответственно отходам третьей группы или размещают на полигонах по обезвреживанию и захоронению токсичных промышленных отходов, если эти полигоны обладают соответствующими технологиями и оборудованием, которые обеспечивали бы перевод ртути или ее соединений в малолетучее и малорастворимое состояния в соответствии с требованиями ГОСТ 17.2.3.02, ГОСТ 12.1.005. Если такие технологии отсутствуют или на действующих полигонах не получается обеспечить требования ГОСТ 12.3.031, ГОСТ 17.2.3.02, ГОСТ 12.1.005, такие отходы направляют на утилизацию.

Отходы с долей ртути или ее соединений менее 0,00021% не считаются ртутьсодержащими, и никаких ограничений, связанных с наличием в отходах ртути, по обращению с ними не нужно.

В условиях ухудшения экологической обстановки выбор способа безвредной утилизации отходов становится ключевым вопросом, требующим экономически обоснованного решения. Сложность решения данной задачи обуславливается необходимостью классификации различных видов отходов и применения соответствующего капиталоемкого оборудования.

Выбор способа обезвреживания отходов зависит от происхождения продуктов, их агрегатного состояния, воздействия на экологию и здоровье человека, класса токсичной опасности веществ.

Токсичные продукты высокого класса опасности обезвреживаются непосредственно в момент их выработки на производстве, собственными силами предприятия либо с привлечением специализированной компании. Процесс осуществляется на специализированном технологическом оборудовании, обрабатывающем химические и токсичные материалы до концентраций, не представляющих угрозу экологии.

Утилизация медицинских отходов, представляющих эпидемиологическую опасность, относится к особой группе задач, для решения которых задействуется высокопроизводительная техника, обеспечивающая эффективное обезвреживание рискованных и чрезвычайно опасных компонентов. В процессе обработки органические вещества опасных продуктов подвергаются воздействию повышенных температур, посредством чего разлагаются и окисляются до безвредного состояния.

Процесс обезвреживания продуктов, представляющих опасность, происходит с использованием специализированных технических средств: фильтры для жидкостей, дробительные машины для твердых веществ, системы очистки газов, установки плазменного нагрева, циклонные реакторы.

Метод используют для подготовки отходов к транспортированию и складированию для последующей переработки.

Высокотемпературный обжиг. Метод состоит в обжиге отходов, содержащих ртуть и органические компоненты, проводимом в соответствии с требованиями ГОСТ 12.3.031.

Все получаемые в результате этого процесса продукты должны быть впоследствии проверены на соответствие требованиям настоящего стандарта для отнесения их к соответствующей группе).

Термические методы. Методы заключаются в прогревании или прокаливании в установке, приспособленной для испарения ртути и, соответственно, для конденсации паров ртути, либо в прямой ректификации ртути с целью ее регенерации. Подобную установку (или цех) контролируют на соответствие требованиям ГОСТ 17.2.3.02, ГОСТ 12.1.005 в части обращения с ртутью и ее соединениями.

Все получаемые в результате этого процесса продукты должны быть проверены на соответствие требованиям настоящего стандарта для отнесения их к соответствующей группе.

Заключение

В данной выпускной квалификационной работе в результате сравнения вариантов внешнего снабжения электроэнергией, наиболее экономичной оказалась схема с напряжением 10 кВ, поэтому завод получает питание от подстанции энергетической системы по кабельной линии напряжением 10 кВ.

Распределение энергии внутри нашего объекта осуществляется по радиальной схеме на напряжение 10 кВ.

На предприятии предусматривается установка ГРП с вакуумными выключателями ВВ/TEL-10. В соответствии со спецификой производства рассмотрен вопрос охраны труда и экологии.

В экономической части проекта определено количество обслуживающего персонала и инвестиционные показатели проекта.

Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок 7-е изд. - Москва: Издательство ЭНОС, 2003. - 644 с.

2. ГОСТ 28249-93 Короткие замыкания в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ/ Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. - введ.01.01.93. - Минск: Изд-во стандартов, 1994. - 36 с.: ил.

3. Старкова, Л.Е. Справочник цехового энергетика: учебное пособие для вузов / Л.Е. Старкова. - [2-е изд.]. - Вологда: ВоГТУ, 2011. - 286 с.

4. Неклепаев, Б.П. Электрическая часть электостанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 5-е изд. стер. Москва: Энергоатомиздат, 2014. - 608 с.

5. Алюнов, А.Н. Расчет электрического электроосвещения: учебное пособие/ А.Н. Алюнов, О.С. Вяткина. - Вологда: ВоГТУ, 2008. - 74 с.

6. Бурнашов, Г.Н. Релейная зашита и автоматика в системах снабжения электроэнергией: Метод. указ. - Чита: ЧитГУ, 1996. - 40 с.

7. Шабад, М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей / М.А. Шабад, А.Л. Соловьев. - Санкт Петербург: Политехника, 2007. - 175 с.

8. ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах снабжения электроэнергией общего назначения / Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. - введ.01.07.2014. - Минск: ГУП ЦПП, 2014. - 36 с.

9. Безопасность жизнедеятельности. Под общей редакцией С.В. Белова, 3 изд. - М.: Высшая школа, 2001. - 485 с.

Электроснабжение завода ЖБИ

где tgц (nom) =0,33 соответствует нормативному коэффициенту мощности 0,95.

Пример для ТП1:

Рхх=1,08 кВт; Ркз=5,5 кВт; Uкз=4,5%; Iхх=2,3%; n=1 шт;

ДQтр= ( (4,5/100) •400+ (2,3/100) •400) •1=27,2 квар;

ДРтр=1• (1,08+5,5• (391,53/400) 1/2=6,35 кВт.

Определяем полную, активную и реактивную мощности:

QрВН= (Qм-Q0,4) + ДQтр= (64,6-25) +27,2=66,81 квар;

РрВН= ДРтр+Рм=389,52+6,35=395,87 кВт;

SрВН= (66,812+395,872) 1/2=401,5 кВ•А.

Определяем tgц:

tgц=3456,7/6731,2=0,51.

Мощность средств компенсации:

QКУ =6731,2• (0,51-0,33) =1235,43 квар.

Компенсация рассчитана в таблице 4.2 Выбраны УКH (M) - 10-600У1, две штуки 2х600 квар. Остальной расчет сведен в таблицу 4.2.

ДРтр=1• (1,08+5,5• (391,53/400) ^1/2=6,35 кВт.

Qр_ВН= (Qм-Q_0,4) + ДQтр= (64,6-25) +27,2=66,81 квар;

Рр_ВН= ДРтр+Рм=389,52+6,35=395,87 кВт;

Sр_ВН= (66,81²+395,87²) ^1/2=401,5 кВ•А.

Q_КУ=6731,2• (0,51-0,33) =1235,43 квар.