Электроснабжение завода железобетонных конструкций

Работа из раздела: «Физика и энергетика»

Содержание

Введение

1. Электротехнический раздел

1.1 Краткая характеристика технологического процесса завода железобетонных конструкций

1.2 Классификация по степени бесперебойности электроснабжения и характеристики среды цехов

1.3 Определение расчетной или потребляемой мощности промышленного предприятия по всем составляющим

1.4 Выбор напряжения питающих и распределительных сетей

1.5 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

1.6 Картограмма нагрузок и определение центра электрических нагрузок

1.7 Выбор количества, мощности и место положения цеховых подстанций

1.8 Разработка схем внутреннего электроснабжения

1.9 Выбор сечения питающих и распределительных сетей

1.10 Технико-экономическое сравнение вариантов схем

1.11 Расчет токов короткого замыкания

1.12 Расчет электрических нагрузок цеховой сети

1.13 Расчет и выбор параметров цеховой сети

1.14 Расчет токов КЗ и проверка коммутационных и защитных аппаратов

1.15 Расчет осветительной сети формовочного цеха

1.16 Электротехнический расчет освещения

1.17 Релейная защита ЦТП

2. Технологический раздел

2.1 Эксплуатация и монтаж шинопроводов

3. Безопасность жизнедеятельности

3.1 Особенности тушения пожара в электроустановках

3.2 Расчет защитного зануления

4. Экономический раздел

5. Специальная часть дипломного проекта «Электропривод насоса»

Список используемой литературы

Введение

Системой электроснабжения называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения электроэнергии. Системы электроснабжения промышленных предприятий создаются для обеспечения питания электроэнергией промышленных приемников, к которым относятся электродвигатели различных машин и механизмов, электрические печи, электролизные установки, аппараты и машины для электрической сварки, осветительные установки и другие механизмы.

Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с широким внедрением электропривода в качестве движущей силы различных машин, механизмов и строительством электростанций. Необходимость в производстве электроэнергии на фабрично-заводских электростанциях обуславливается следующими причинами:

а) потребностью в теплоте для технологических целей, отопления и эффективностью попутного производства при этом электроэнергии;

б) необходимостью резервного питания для ответственных потребителей;

в) необходимостью использования вторичных ресурсов;

г) большой удаленностью некоторых предприятий от энергосистемы.

Все машины и механизмы предприятий приводятся в работу в настоящее время электродвигателями. Для их нормальной работы принимают электроэнергию как самую гибкую и удобную форму энергии, обеспечивающей работу производственных механизмов. При этом электроэнергия должна обладать соответствующим качеством, а именно стабильностью частоты и напряжения. К современному производству предъявляют высокие требования в подготовке инженеров-специалистов в области промышленного электроснабжения; в то же время растет спрос на инженеров, располагающими знаниями и в области автоматики и вычислительной техники.

1. Электротехнический раздел

1.1 Краткая характеристика технологического процесса завода железобетонных конструкций

Сегодня основной продукцией завода железобетонных конструкций являются железобетонные конструкции и изделия, элементы зданий и сооружений.

На заводе железобетонных конструкций основными приемниками электроэнергии являются формовочный, арматурный, компрессорный цеха. В формовочном цехе основными приемниками электроэнергии являются трубогибочные станки. Трубогибочные станки предназначены для гибки стальных горячекатаных труб. Изгибание труб станком допускается только при условии, что они являются полыми и не набиты песком либо другими материалами. Гидравлический трубогибочный станок удобен в эксплуатации, такое оборудование может использоваться непосредственно на месте монтажа труб.

В состав инструментального цеха входят следующие отделения: механическое (станочное), слесарно-сборочное, лекальное, для ремонта пневматического и другого механизированного инструмента, шлифовально-заточное, заготовительное (часто объединяется со складом материалов), термическое, хромировочное, кузнечное, сварочное, для напайки пластин твердых сплавов, а также склад материалов и заготовок, склад вспомогательных материалов, склад готовых и исправляемых изделий, промежуточный склад, контрольное отделение, инструментальная раздаточная, измерительная лаборатория, служебные и бытовые помещения.

Станочное и слесарно-сборочное отделения делятся на специализированные участки, предназначенные для обработки инструмента определенного вида, а именно:

- режущего инструмента,

- измерительного инструмента,

- вспомогательного инструмента,

- приспособлений,

- штампов,

- металлических моделей и пресс-форм,

- нормалей,

- пневматического и другого механизированного инструмента.

В зависимости от размеров производства некоторые участки могут быть объединены или же выделены в самостоятельные цехи (цех штампов и моделей).

Кузнечные отделения организуют при крупных инструментальных цехах; инструментальные и ремонтно-механические цехи часто имеют одну общую кузницу. Иногда кузнечные работы по инструменту производятся в основном кузнечном цехе завода, для чего в нем устанавливается необходимое оборудование. Расположение кузницы в здании инструментального цеха смежно со станочным отделением нежелательно, так как работа кузнечных молотов вредно отражается на точности обработки на металлорежущих станках.

Термическое отделение специально для обработки инструмента следует создавать при инструментальном цехе. Это объясняется особым характером термической обработки инструмента, тесной связью технологических процессов механической и термической обработки, тем, что инструментальный цех должен выпускать полностью готовую продукцию.

1.2 Классификация по степени бесперебойности электроснабжения и характеристики среды цехов

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории.

1. Электроприемники первой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Из состава электроприемников первой категории выделяются особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

2. Электроприемники второй категории - электроприемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

3. Электроприемники третьей категории - все остальные электроприемники, не попадающие под определение первой и второй категорий.

По средам цеха бывают: нормальными, влажными, пыльными, химически агрессивными, взрыво- и пожароопасными. Среда цеха зависит от технологических процессов, проходящих в нем.

Данные по бесперебойности электроснабжения и характеристика среды цехов приведены в таблице 1

Таблица №1

№ цеха по плану	Наименование	Категория электропотребления	Характеристика среды
1	Формовочный цех	II	нормальная
2	Арматурный цех	II	нормальная
3	Бетоносмесительный цех	I	пожароопасная
4	Административно-бытовой корпус	III	пожароопасная
5	Склад цемента	III	нормальная
6	Склад заполнителей	III	нормальная
7	Площадка для разгрузки щебня	III	нормальная
8	Ремонтно-механический цех	III	пожароопасная
9	Склад готовой продукции завода	III	пожароопасная
10	Автовесы	III	пожароопасная
11	Центрально-тепловой пункт	I	нормальная
12	Компрессорная станция	I	нормальная
13	Железно-дорожные весы	III	нормальная
14	Проходная	III	нормальная

1.3 Определение расчетной или потребляемой мощности предприятия по всем составляющим

Данный расчет покажем на примере формовочного цеха. Результаты расчета по всему предприятию сведем в таблицу №2.

Определяем расчетную силовую нагрузку ниже 1 кВ:

Рр=Рн.·Кс=290·0,7=203 кВт (1.1)

Qр=Рр·tgц=203·0,48=98,3 кВАр (1.2)

Находим номинальную мощность освещения и расчетную осветительную нагрузку доменного цеха:

Рн.о.=Руд.·F=18·1176=21,17 кВт (1.3)

Рр.о.=Рн.о.·Кс.о.=21,17·0,95=20,1 кВт (1.4)

Находим полную расчетную мощность цеха:

Рр?=Рр+Рр.о.=203+20,1=223,1 кВт (1.5)

Qр?=Qр=98,3 кВАр (1.6)

кВА (1.7)

Примечание: Коэффициенты Кс (спроса), Соs (мощности), Кс.о. (спроса осветительной нагрузки), плотность осветительной нагрузки Руд [Вт/м2] для каждого цеха выбраны по [4]. Площадь F[м2] каждого цеха определена по генеральному плану предприятия.

Расчетные нагрузки цехов.

Таблица 2.

№ цеха по плану	Наименование цеха	Силовая нагрузка	Осветительная нагрузка	Расчетная нагрузка
		Руст., кВт	Кс	cos ц	tg ц	Pp,кВт	Qр, кВАр	F,м2	Руд., Вт/м2	Pн.о.,кВт	Кс.о.	Рр.о.,кВт	Рр?., кВт	Qр?., кВАр	Sр?., кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Нагрузка до 1 кВ
1	Формовочный цех	290	0,7	0,9	0,48	203	98,3	1176,0	18	21,17	0,95	20,1096	223,1	98,3	243,8
2	Арматурный цех	450	0,7	0,76	0,86	315	269,4	312,0	15	4,68	0,95	4,446	319,4	269,4	417,9
3	Бетоносмесительный цех	460	0,7	0,76	0,86	322	275,4	24,0	18	0,43	0,95	0,4104	322,4	275,4	424,0
4	Административно-бытовой корпус	120	0,6	0,8	0,93	72	67,1	108,0	19	2,05	0,8	1,6416	73,6	67,1	99,6
5	Склад цемента	150	0,6	0,7	1,63	90	146,5	25,0	19	0,48	0,95	0,45125	90,5	146,5	172,2
6	Склад заполнителей	120	0,6	0,7	1,63	72	117,2	200,0	18	3,60	0,7	2,52	74,5	117,2	138,9
7	Площадка для разгрузки щебня	70	0,8	0,9	0,48	56	27,1	220,0	19	4,18	0,95	3,971	60,0	27,1	65,8
8	Ремонтно-механический цех	200	0,6	0,8	0,93	120	111,8	300,0	12	3,60	0,6	2,16	122,2	111,8	165,6
9	Склад готовой продукции завода	130	0,6	0,7	1,63	78	127,0	200,0	12	2,40	0,8	1,92	79,9	127,0	150,0
10	Автовесы	50	0,77	0,8	0,75	38,5	28,9	25,0	12	0,30	0,8	0,24	38,7	28,9	48,3
11	Центрально-тепловой пункт	250	0,77	0,8	0,75	192,5	144,4	30,0	17	0,51	0,9	0,459	193,0	144,4	241,0
12	Компрессорная станция	200	0,5	0,71	0,99	100	99,2	15,0	12	0,18	0,6	0,108	100,1	99,2	140,9
13	Железно-дорожные весы	120	0,7	0,8	0,75	84	63,0	15,0	12	0,18	0,6	0,108	84,1	63,0	105,1
14	Проходная	50	0,6	0,8	0,93	30	27,9	15,0	12	0,18	0,6	0,108	30,1	27,9	41,1
	Итого по нагрузке до 1 кВ	2660				1773	1603,2	2665,0		43,9		38,7	1811,7	1603,2	2419,1
	Освещение территории ЖБИ							6000,0	2	12,00	1	12
	Итого по ЖБИ	2660								55,94		50,65285	3080,8	2838,7	4189,2

Определение расчетной мощности в целом с учетом компенсирующих устройств и потерь мощности в трансформаторах

Потери в ЦТП:

?РЦТП=0,02·Sр?=0,02·4189,2=83,78 кВт (1.8)

?QЦТП=0,1·Sр?=0,1·4189,2=418,92 кВАр (1.9)

Тогда расчетная нагрузка данной ступени определится:

Рр=?Ррi+Рр.осв.+ ?РЦТП=3080,8+12+83,78=3176,58 кВт (1.10)

Qр=?Qрi+ ?QЦТП=2838,7+418,92=3257,62 кВАр (1.11)

Расчет мощности компенсирующих устройств.

(1.12)

QКУ= Рр?·(tgцном-tgцзад.)=3257,62·(1,03-0,33)=2280,33 кВАр (1.13)

Потери мощности в компенсирующих устройствах:

?РКУ=0,002· QКУ=0,002·2280,33=4,56 кВт (1.14)

Тогда расчетная нагрузка данной ступени электроснабжения шин ГПП определится по формуле:

РрГПП= Рр?·Крм+?РКУ=3176,58·0,95+4,56=3022,31 кВт (1.15)

QрГПП= Qр?·Крм-QКУ=3257,62·0,95-2280,33=814,41 кВАр (1.16)

кВА (1.17)

Потери мощности в трансформаторах ГПП

?РтГПП=0,02·SрГПП=0,02·3130,1=62,6 кВт (1.18)

?QтГПП=0,1·SрГПП=0,1·814,41=81,44 кВАр (1.19)

Мощность питающей линии

(1.20)

1.4 Выбор напряжения питающих и распределительных сетей

Напряжение питающей линии от 6 до 110 кВ включительно

Величина напряжения определяется расчетной или потребляемой мощностью, удалённостью предприятия от источника питания.

Для определения напряжения питающей линии можно использовать два способа:

а) Напряжения питающей линии можно определить по номограммам. Это график для приблизительного определения величины рационального напряжения электроснабжения промышленных предприятий в зависимости от передаваемой мощности S, длинны питающих линий L, схемы питания, конструктивного выполнения линии и стоимости электрической энергии.

б) Напряжения питающих линий можно определить по эмпирическим формулам. В них используется коэффициенты, мощность и длинна питающей линии. Приведем некоторые из них:

1) U=3 3) U=16

2) U=4,34 4) U=17

Найдём напряжение питающей линии по формулам:

кВ, (1.21)

кВ, (1.22)

кВ, (1.23)

кВ, (1.24)

Таким образом, сравнивая эти значения с номограммой, принимаем стандартное значение напряжения 35 кВ.

Напряжения распределительных линий

Выбор напряжения распределительной сети тесно связан с решением вопросов электроснабжения предприятия. Окончательное решение принимают в результате технико-экономического сравнения вариантов, учитывающих различие сочетания напряжений отдельных звеньев системы.

Напряжение 35 кВ применяют для питания предприятий средней мощности и для распределения электроэнергии на первой ступени электроснабжения таких предприятий при помощи глубоких вводов. На предприятиях большой мощности напряжение 35кВ не рационально использовать в качестве основного. Оно может быть применено для питания потребителей электроэнергии, имеющих номинальное напряжение 35 кВ, и для питания удалённых приёмников электроэнергии.

Преимущество напряжения 20 кВ по сравнению с напряжением 35 кВ заключается в более простом устройстве сети и более дешевых коммутационных аппаратах.

По сравнению с напряжением 10 кВ при напряжении 20 кВ снижаются потери электроэнергии в элементах системы электроснабжения и токи КЗ в сетях. Однако напряжение 20 кВ, как и напряжение 35 кВ и 10 кВ, не целесообразно применять в качестве основного.

Напряжение 10 и 6 кВ широко используется на промышленных предприятиях средней мощности - для питающих и распределительных сетей, на крупных предприятиях - на второй и последующих ступенях.

Напряжение 10 кВ является наиболее экономичным по сравнению с напряжение 6 кВ. напряжение 6 кВ допускается только в тех случаях, если на предприятии преобладает нагрузка с напряжением 6 кВ или когда значительная часть нагрузки питается от заводской ТЭЦ, где стоят генераторы напряжением 6 кВ.

Выбор напряжения

а) Если процент высоковольтной нагрузки напряжением 6 кВ до 30%, то напряжение распределительных линий 10 кВ, принимаем понизительные трансформаторы 10/6.

б) Если процент высоковольтной нагрузки больше 30% то напряжение распределения должно соответствовать напряжению высоковольтной нагрузки.

Напряжение распределительных линий для проектируемого варианта принимаем 10 кВ т.к. на данном объекте нет высоковольтной нагрузки.

1.5 Выбор числа и мощностей трансформаторов ГПП

Наиболее часто ГПП промышленных предприятий выполняют двух трансформаторными. Одно трансформаторные ГПП допускаются только при наличие централизованного резерва трансформатора и при поэтапном строительстве. Установка более двух трансформаторов возможна только в исключительных случаях: когда требуется выделить резко переменные нагрузки и питать их от отдельного трансформатора, при реконструкции ГПП, если установка третьего трансформатора экономически целесообразна.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы. В после аварийном режиме для надёжного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть не ответственных потребителей с целью снижения нагрузки может быть отключена.

Мощность ГПП определяется расчётной мощностью предприятия, напряжение питающей линии 35-220 кВ. Мощность трансформаторов (с шагом 1,6) 6.3;10;16;25;40;63;80 МВА. Трансформаторы мощностью от 25 МВА и выше выполняются с расщепленными обмотками.

При выборе мощности трансформаторов ГПП надо знать расчётную мощность предприятия SР, требования по степени бесперебойности в электроснабжении, требования коэффициента загрузки по отраслям.

Выбор ГПП от исходных данных осуществляется по полной расчётной мощности предприятия, которую мы определили в таблице 2.

Так как завод ЖБИ имеет потребителей I,II и III категории, то на ГПП установим два трансформатора. Выбор мощности проведем по условию:

кВА (1.25)

Определим коэффициенты загрузки трансформаторов ГПП мощностью 2,5 МВА в номинальном и аварийном режимах:

(1.26)

(1.27)

С учетом дальнейшего развития предприятия, сопровождающееся увеличением потребляемой мощности, окончательно (по справочнику) выбраны на ГПП трансформаторы ТДН с номинальной мощностью 2500 кВА с высшим напряжением 35 кВ.

1.6 Картограмма нагрузок и определения центра электрических нагрузок (ЦЭН)

Картограмма нагрузок

Подстанции ГПП, ТП являются одними из основных звеньев системы электроснабжения. Поэтому оптимальное размещение подстанций по территории промышленного предприятия является важнейшим моментом при построении рациональных систем электроснабжения.

При проектировании систем электроснабжения предприятий различных отраслей промышленности разрабатывается генеральный план проектируемого объекта, на который наносятся все производственные цеха. Расположение цехов определяется технологическим процессом производства. На генеральном плане указываются расчётные мощности цехов и всего предприятия.

При рациональном размещении ГПП, ТП на территории промышленного предприятия технико-экономические показатели системы электроснабжения оказываются оптимальными и, следовательно, обеспечиваются минимум приведённых годовых затрат. Для определения места положения ГПП, ТП при проектировании системы электроснабжения на генеральный план промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой размещённые на генеральном плане окружности, причём площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчётным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.

Центр нагрузок цеха или предприятия является символическим центром потребления электрической энергии цеха или предприятия. ГПП или ТП следует располагать в ЦЭН. Это позволит снизить затраты на проводниковый материал и уменьшить потери электрической энергии. Картограмма электрических нагрузок позволяет проектировщику наглядно представить распределение нагрузок по территории промышленного предприятия. Площадь круга в определенном масштабе равна расчетной нагрузке соответствующего цеха Рi:

(1.28)

Из этого выражения радиус окружности:

(1.29)

где Рi - мощность i-го цеха; m - масштаб для определения площади круга (постоянный для всех цехов предприятия).

Силовые нагрузки до и выше 1 кВ изображаются отдельными кругами или секторами в круге. Считаем, что нагрузка по цеху распределена равномерно, поэтому центр нагрузок совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане.

Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга, изображающего нагрузку до 1 кВ. Угол сектора (б) определяется из соотношения активных расчетных (РР) и осветительных нагрузок (РРО) цехов.

При построении картограммы необходимо знать полные расчетные и осветительные нагрузки цехов, которые были рассчитаны в таблице 2. Принимаем масштаб m=30 кВт/см2.

Пример расчета покажем на формовочном цехе №1:

см,

Данные по остальным цехам сведем в таблицу № 3.

Картограмма электрических нагрузок показана на ген. плане.

Данные для построения картограммы нагрузок

Таблица №3

№ цеха	Наименование цеха	Рр.о., кВт	Ррi, кВт	Xi, мм	Yi, мм	Ri, см	босв., град.
Нагрузка до 1 кВ
1	Формовочный цех	20,1096	223,11	22	49	2,368	32,4
2	Арматурный цех	4,446	319,446	21	19	3,391	5,01
3	Бетоносмесительный цех	0,4104	322,41	34	27	3,423	0,46
4	Административно-бытовой корпус	1,6416	73,6416	20	8	0,782	8,03
5	Склад цемента	0,45125	90,4513	65,5	34,5	0,96	1,8
6	Склад заполнителей	2,52	74,52	74	55,5	0,791	12,2
7	Площадка для разгрузки щебня	3,971	59,971	83,5	53,5	0,637	23,8
8	Ремонтно-механический цех	2,16	122,16	52	58	1,297	6,37
9	Склад готовой продукции завода	1,92	79,92	23	85	0,848	8,65
10	Автовесы	0,24	38,74	38	39,5	0,411	2,23
11	Центрально-тепловой пункт	0,459	192,959	60	20	2,048	0,86
12	Компрессорная станция	0,108	100,108	73,5	21	1,063	0,39
13	Железно-дорожные весы	0,108	84,108	69	58	0,893	0,46
14	Проходная	0,108	30,108	39	14	0,32	1,29

Определение условного центра электрических нагрузок

В настоящее время существует ряд математических методов, позволяющих аналитическим путём определить центр электрических нагрузок (ЦЭН) как отдельных цехов, так и всего промышленного предприятия. Среди них можно выделить три основных метода.

Первый метод, использующий некоторые положения из курса теоретической механики, позволяет определить ЦЭН цеха (предприятия) с большей или меньшей точностью (приближённо) в зависимости от конкретных требований. Так, если считать нагрузки цеха равномерно распределёнными по площади цеха, то центр нагрузок цеха можно принять совпадающим с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане. Если учитывать действительное распределение нагрузок в цехе, то центр нагрузок уже не будет совпадать с центром тяжести фигуры цеха в плане, и нахождение центра нагрузок сведётся к определению центра тяжести масс.

Наличие многоэтажных зданий цехов обусловливает учёт в расчётах третий координаты (Zi).

ЦЭН указан на ген. плане.

Таблица №4

№ цеха	Наименование цеха	Ррi, кВт	Xi,мм	Yi,мм	Ррi·Xi	Ррi·Yi
1	2	5	6	7	8	9
1	Формовочный цех	223,11	22	49	4908,41	10932,4
2	Арматурный цех	319,446	21	19	6708,37	6069,47
3	Бетоносмесительный цех	322,41	34	27	10962	8705,08
4	Административно-бытовой корпус	73,6416	20	8	1472,83	589,133
5	Склад цемента	90,4513	65,5	34,5	5924,56	3120,57
6	Склад заполнителей	74,52	74	55,5	5514,48	4135,86
7	Площадка для разгрузки щебня	59,971	83,5	53,5	5007,58	3208,45
8	Ремонтно-механический цех	122,16	52	58	6352,32	7085,28
9	Склад готовой продукции завода	79,92	23	85	1838,16	6793,2
10	Автовесы	38,74	38	39,5	1472,12	1530,23
11	Центрально-тепловой пункт	192,959	60	20	11577,5	3859,18
12	Компрессорная станция	100,108	73,5	21	7357,94	2102,27
13	Железно-дорожные весы	84,108	69	58	5803,45	4878,26
14	Проходная	30,108	39	14	1174,21	421,512
Итого:	1811,7		76073,9	63430,9

Таким образом, мы определили ЦЭН для ГПП и для ТП, но поставить их точно в центре электрических нагрузок не всегда технически возможно.

Координаты центра электрических нагрузок всего предприятия определим по формуле:

1.7 Выбор количества и мощности и местоположения цеховых подстанций

Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций производится на основании требуемой степени надежности электроснабжения и распределения между ТП потребителей электроэнергии до 1кВ. Нормальный режим работы - раздельная работа трансформаторов, это предусматривается в целях уменьшения токов короткого замыкания и позволяет применить более легкую и дешевую аппаратуру на стороне низшего напряжения трансформаторов.

Номинальная мощность цеховых (SНТ) выбирается по расчетной мощности, исходя из условия экономичной работы трансформаторов (60-80%) в нормальном режиме и допустимой перегрузки (на 30-40%) от SНТ в послеаварийном режиме.

В соответствии с ГОСТ 14209-85 и 11677-75 цеховые трансформаторы имеют следующие номинальные мощности: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА. В настоящее время цеховые ТП выполняются комплектными (КТП) и во всех случаях, когда этому не препятствуют условия окружающей среды и обслуживания, устанавливаются открыто.

Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторных подстанций производится по удельной плотности нагрузок (у):

(1.32)

где SР - расчетная нагрузка цеха (кВА); F - площадь цеха (м2).

Если плотность нагрузок у<0,2, то рекомендуется принимать трансформаторы до 1000 кВА, если 0,2<у<0,3 то трансформаторы должны быть 1600 кВА, если у>0.3 кВА/м2, то трансформаторы рекомендуется принимать 1600-2500кВА.

После выбора мощности трансформаторов определим их количество:

, (1.33)

где КЗ - это коэффициент загрузки в нормальном режиме. Он определяется как:

(1.34)

и должен быть равен 0,65-0,7 для цехов I категории; 0,7-0,8 для цехов II категории и 0,9-0,95 для цехов III категории.

Коэффициент загрузки в аварийном режиме должен быть не более 1,4 и определяется как:

(1.35)

С учетом компенсирующих устройств

Расчётная мощность КУ:

Qку=РР(tgцн-tgцз), (1.36)

где tgцн=Qр/Pр, а tgцз=0,33 при cosц=0,95.

По справочнику выбираем стандартное значение мощности КУ на каждый трансформатор и определяем не скомпенсированную мощность:

Q=QРi -NQКУ.СТ, (1.37)

где N-число батарей.

Затем находим полную мощность и, если необходимо, изменяем номинал трансформаторов и (или) их количество.

(1.38)

Для выбора оптимального варианта схемы электроснабжения составим ее три варианта. Они отличаются мощностью, количеством, местоположением трансформаторных подстанций.

Все данные выбора и расчёта сведены в таблицах №6-1, 6-2 и 6-3.

Выбор компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ

Покажем для формовочного цеха №1.

Определим мощность, необходимую для компенсации:

где

По справочнику [1] выбираем две конденсаторные установки УКМ58-0,4-150У3. Тогда расчетная мощность цеха с учетом компенсации:

Расчетная мощность трансформатора для потребителя II категории:

Принимаем к установке 2 трансформатора ТМ-400/10.

Реальные коэффициенты загрузки:

1.8 Разработка схем внутреннего электроснабжения

Характерной особенностью схем внутризаводского распределения электроэнергии является большая разветвленность сети и наличие большого количества коммутационно-защитной аппаратуры, что оказывает значительное влияние на технико-экономические показатели и на надежность системы электроснабжения. С целью создания рациональной схемы распределения электроэнергии требуется всесторонний учёт многих факторов, например, таких как конструктивное исполнение сетевых узлов схемы, способ канализации электроэнергии, токи КЗ при разных вариантах и т.д.

При проектировании схемы важное значение приобретает правильное решение вопросов питания силовых и осветительных нагрузок в ночное время, в выходные и праздничные дни. Для взаимного резервирования рекомендуется использовать шинные и кабельные перемычки между ближайшими подстанциями, а также между концами сетей низшего напряжения, питаемых от разных трансформаторов.

В общем случае схемы внутризаводского распределения электроэнергии имеют ступенчатое построение. Считается не целесообразным применение схем с числом ступеней болеет двух-трёх, так как в этом случае усложняется коммутация и защита цепи. На небольших по мощности предприятиях рекомендуется применять одноступенчатые схемы.

Схема распределения электроэнергии должна быть связано с технологической схемой объекта. Питания приёмников электроэнергии разных параллельных технологических потоков должны осуществятся от разных источников: подстанций, РП, разных секций шин одной подстанции. Это необходимо для того, чтобы при аварии не останавливались оба технологических потока. В тоже время взаимосвязанные технологические агрегаты должны присоединяться к одному источнику питания, чтобы при исчезновении питания все приёмники электроэнергии были одновременно обесточены.

При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо принимать варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

Выбор схем распределительной сети предприятия

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной, радиальной или смешанной схеме. Выбор схемы определяется категорией надёжности потребителей электроэнергии, их территориальном размещении, особенностями режимов работы.

Радиальными схемами являются такие, в которых электроэнергия от источника питания передаётся непосредственно к приёмному пункту. Чаще всего радиальную схему применяют с числом ступеней не более двух.

Одноступенчатые радиальные схемы применяют на небольших по мощностям предприятиях для питания сосредоточенных потребителей (насосные станции, печи, преобразовательные установки, цеховые подстанции), расположенных в различных направлениях от центра питания. Радиальные схемы обеспечивают глубокое секционирование всей системы электроснабжения, начиная от источников питания и кончая сборными шинами до 1 кВ цеховых подстанций.

Питание крупных подстанций и подстанций или РП с преобладанием потребителей I категории осуществляется не менее чем двумя радиальными линиями, отходящими от разных секций источника питания.

Отдельно расположенные одно трансформаторные подстанции мощностью 400-630 кВА получают питание по одиночным радиальным линиям без резервирования, если отсутствуют потребители первой и второй категорий и по условиям прокладки линии возможен её быстрый ремонт. Если обособленные подстанции имеют потребителей II категории, то их питание должно осуществляться двух кабельной линией с разъединителями на каждом кабеле.

Магистральные схемы распределения электроэнергии применяют в том случае, когда потребителей много и радиальные схемы не целесообразны. Основное преимущество магистральной схемы заключается в сокращении звеньев коммутации. Их целесообразно применять при расположении подстанций на территории предприятия, близко к линейному, что способствует прямому прохождению магистрали от источника питания к потребителю и тем самым сокращают длину магистрали.

Недостатки магистральной схемы является более низкая надёжность т.к. исключается возможность резервирования на низшем напряжении одно трансформаторных подстанций при питании их по одной магистрали. Рекомендуется питать от одной магистрали не более двух-трёх трансформаторов мощностью 2500-1000 кВА и не более четырёх-пяти мощностью 630-250кВА.

Существует много разновидностей и модификаций магистральных схем, которые с учетом степени надёжности делятся на одиночные и двойные сквозные.

На практике редко применяют только радиальные или магистральные, так как при таких схемах не соответствуют наилучшим технико-экономическим показателям. Поэтому чаще всего используют смешанные схемы. Сочетание преимущественно радиальных и магистральных схем позволяет добиться создание систем электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.

Все данные выбора и расчёта сведены в таблицах №6-1, 6-2,6-3.

Таблица 6-1 (к варианту№1)

№ п/п	№ ТП	Потребители эл.эн.	Расчетная нагр.	tg ц	Qку, кВАр	Кол-во и мощность КУ	Полная нагрузка	Кол-во тр-ров	Sном.тр. кВА	Кзн	Кзав
			Рр, кВт	Qр, кВАр				Q'р, кВАр	Sр, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	ТП - 1	цех №3,8,10	483,3	416	0,86	256,5	300	116	497	2	400	0,62	1,24
2	ТП - 2	цех №11,5,13	367,5	353,9	0,96	232,6	216	137,9	392,5	2	400	0,49	0,98
3	ТП - 3	цех №12,6,7	234,6	243,5	1,04	166,1	150	93,5	252,5	2	250	0,51	1,01
4	ТП - 4	цех №1,9	303	225,3	0,74	125,3	108	117,3	324,9	1	400	0,81
5	ТП - 5	цех №2,4,14	423,2	364,4	0,86	224,7	216	148,4	448,5	1	630	0,71

Таблица 6-2 (к варианту 2)

№ п/п	№ ТП	Потребители эл.эн.	Расчетная нагр.	tg ц	Qку, кВАр	Кол-во и мощность КУ	Полная нагрузка	Кол-во тр-ров	Sном.тр. кВА	Кзн	Кзав
			Рр, кВт	Qр, кВАр				Q'р, кВАр	Sр, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	ТП - 1	цех №3, 10	361,2	304,2	0,84	185	150	154,2	392,7	2	400	0,49	0,98
2	ТП - 2	цех №11,5	283,4	290,9	1,03	197,4	200	90,9	297,6	2	250	0,6	1,19
3	ТП - 3	цех №12,6,7	234,6	243,5	1,04	166,1	150	93,5	252,5	2	250	0,51	1,01
4	ТП - 4	цех №1,9	303	225,3	0,74	125,3	108	117,3	324,9	1	400	0,81
5	ТП - 5	цех №2,4,14	423,2	364,4	0,86	224,7	216	148,4	448,5	1	630	0,71
6	ТП - 6	цех №8,13	206,3	174,8	0,85	106,7	100	74,8	219,4	1	250	0,88

Таблица 6-3 (к варианту 3)

№ п/п	№ ТП	Потребители эл.эн.	Расчетная нагр.	tg ц	Qку, кВАр	Кол-во и мощность КУ	Полная нагрузка	Кол-во тр-ров	Sном.тр. кВА	Кзн	Кзав
			Рр, кВт	Qр, кВАр				Q'р, кВАр	Sр, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
1	ТП - 1	цех №3, 10	361,2	304,2	0,842193	185,004	150	154,2	392,7379	2	400	0,491	0,982
2	ТП - 2	цех №11,5	283,4	290,9	1,026464	197,378	200	90,9	297,6212	2	250	0,595	1,19
3	ТП - 3	цех №12,6,7	234,6	243,5	1,037937	166,082	150	93,5	252,5459	2	250	0,505	1,01
4	ТП - 4	цех №1,9	303	225,3	0,743564	125,31	108	117,3	324,9127	1	400	0,812
5	ТП - 5	цех №2	319,446	269,376	0,84326	163,959	150	119,4	341,0225	1	400	0,853
6	ТП - 6	цех №8,13	206,3	174,8	0,84731	106,721	100	74,8	219,4419	1	250	0,878
7	ТП - 7	цех №4,14	103,7	95	0,916104	60,779	75	20	105,611	1	160	0,66

Составлено три варианта электроснабжения завода КЭСП.

Варианты отличаются количеством цеховых трансформаторных подстанций, мощностью трансформаторов, распределением электроэнергии (ЦТП-РП), способом питания ЦТП (магистральная, радиальная схемы).

Распределение нагрузки по пунктам питания:

ТП-10/0,4 кВ; РУ-10 кВ; РП-0,4 кВ

Распределение потребления электроэнергии напряжением до и выше 1 кВ между цеховыми трансформаторами подстанции и распределительными устройствами выполнено в таблицах 7-1, 7-2, 7-3 на основании картограммы электрических нагрузок по принципу разукрупнения ТП и РУ.

Размещение РУ и ТП показано на генплане завода.

Распределение эл. нагрузок по пунктам питания. (вариант №1).

Таблица 7.1.

№ п/п	Наименование пункта питания	Потребители электроэнергии	Место расположения пункта питания по генплану	Примечание
1	ТП - 1	цех №3,8,10	цех №3	2хТМ-400/10
2	ТП - 2	цех №11,5,13	цех №11	2хТМ-400/10
3	ТП - 3	цех №12,6,7	цех №12	2хТМ-250/10
4	ТП - 4	цех №1,9	цех №1	1хТМ-400/10
5	ТП - 5	цех №2,4,14	цех №2	1хТМ-630/10

Распределение эл. нагрузок по пунктам питания. (вариант №2)

Таблица 7.2.

№ п/п	Наименование пункта питания	Потребители электроэнергии	Место расположения пункта питания по генплану	Примечание
1	ТП - 1	цех №3, 10	цех №3	2хТМ-400/10
2	ТП - 2	цех №11,5	цех №11	2хТМ-250/10
3	ТП - 3	цех №12,6,7	цех №12	2хТМ-250/10
4	ТП - 4	цех №1,9	цех №1	1хТМ-400/10
5	ТП - 5	цех №2,4,14	цех №2	1хТМ-630/10
6	ТП - 6	цех №8,13	цех №8	1хТМ-250/10

Распределение эл. нагрузок по пунктам питания. (вариант №3)

Таблица 7.3.

№ п/п	Наименование пункта питания	Потребители электроэнергии	Место расположения пункта питания по генплану	Примечание
1	ТП - 1	цех №3, 10	цех №3	2хТМ-400/10
2	ТП - 2	цех №11,5	цех №11	2хТМ-250/10
3	ТП - 3	цех №12,6,7	цех №12	2хТМ-250/10
4	ТП - 4	цех №1,9	цех №1	1хТМ-400/10
5	ТП - 5	цех №2	цех №2	1хТМ-400/10
6	ТП - 6	цех №8,13	цех №8	1хТМ-250/10
7	ТП - 7	цех №4,14	цех №4	1хТМ-160/10

1.9 Выбор сечений питающих и распределительных линий

Потери в трансформаторах определяются активными потерями, состоящими из активных потерь холостого хода и короткого замыкания и реактивными потерями, состоящими из реактивных потерь холостого хода и короткого замыкания.

Расчет ведется по формулам:

Активные и реактивные потери в трансформаторе:

где ДРТ, ДРКЗ, IXX, UКЗ - табличные данные из справочника [3].

Полная нагрузка на линию находится по формулам:

(1.41)

где n - число трансформаторов,

РР и QР - данные из таблиц 6-1,6-2,6-3.

Данный расчет покажем на примере ТП-5 (вариант №1), значения расчетов остальных цехов сведем в таблицы 8-1, 8-2,8-3.

Данные трансформатора ТМ-630/10:

ДРХХ=1,68 кВт, ДРКЗ=7,6 кВт, IXX=2 %, UКЗ=5,5 %.

Активные и реактивные потери в трансформаторе:

Полная нагрузка на линию:

Потери мощности в трансформаторах (вариант №1) Таблица 8.1.

№ п/п	Наимено- вание ТП	Число и мощность трансфо-в	Рр, кВт	Qр, кВт	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	Кз	Кз2	ДРт, кВт	ДQт, кВАр	Р'р, кВт	Q'р, кВАр	S'р, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	ТП - 1	2хТМ-400/10	483,3	116	1,08	5,5	2,1	4,5	0,621	0,386	3,203	15,3	490	146,7	511,21
2	ТП - 2	2хТМ-400/10	367,5	137,9	1,08	5,5	2,1	4,5	0,491	0,241	2,404	12,7	372	163,37	406,57
3	ТП - 3	2хТМ-250/10	234,6	93,5	0,74	3,7	2,3	4,5	0,505	0,255	1,684	8,62	238	110,74	262,47
4	ТП - 4	1хТМ-400/10	303	117,3	1,08	5,5	2,1	4,5	0,812	0,66	4,709	20,3	308	137,58	337,06
5	ТП - 5	1хТМ-630/10	423,2	148,4	1,68	7,6	2	5,5	0,712	0,507	5,531	30,2	429	178,56	464,43

Потери мощности в трансформаторах (вариант №2) Таблица 8.2.

№ п/п	Наимено- вание ТП	Число и мощность трансфо-в	Рр, кВт	Qр, кВт	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	Кз	Кз2	ДРт, кВт	ДQт, кВАр	Р'р, кВт	Q'р, кВАр	S'р, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	ТП - 1	2хТМ-400/10	361,2	154,2	1,08	5,5	2,1	4,5	0,582	0,339	2,943	14,5	367	183,19	410,259
2	ТП - 2	2хТМ-250/10	283,4	90,9	0,74	3,7	2,3	4,5	0,357	0,128	1,213	7,19	286	105,28	304,597
3	ТП - 3	2хТМ-250/10	234,6	93,5	0,74	3,7	2,3	4,5	0,357	0,128	1,213	7,19	237	107,88	260,419
4	ТП - 4	1хТМ-400/10	303	117,3	1,08	5,5	2,1	4,5	0,582	0,339	2,943	14,5	306	131,8	333,124
5	ТП - 5	1хТМ-630/10	423,2	148,4	1,68	7,6	2	5,5	0,691	0,477	5,308	29,1	429	177,54	463,831
6	ТП - 6	1хТМ-250/10	206,3	74,8	0,74	3,7	2,3	4,5	0,357	0,128	1,213	7,19	208	81,988	223,122

Потери мощности в трансформаторах (вариант №3) Таблица 8.3.

№ п/п	Наимено- вание ТП	Число и мощность трансфо-в	Рр, кВт	Qр, кВт	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %	Кз	Кз2	ДРт, кВт	ДQт, кВАр	Р'р, кВт	Q'р, кВАр	S'р, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	ТП - 1	2хТМ-400/10	361,2	154,2	1,08	5,5	2,1	4,5	0,491	0,24	2,4055	12,74	366	179,68	407,73
2	ТП - 2	2хТМ-250/10	283,4	90,9	0,74	3,7	2,3	4,5	0,595	0,35	2,051	9,736	287,5	110,37	307,96
3	ТП - 3	2хТМ-250/10	234,6	93,5	0,74	3,7	2,3	4,5	0,505	0,26	1,6839	8,62	238	110,74	262,47
4	ТП - 4	1хТМ-400/10	303	117,3	1,08	5,5	2,1	4,5	0,812	0,66	4,7089	20,28	307,7	137,58	337,06
5	ТП - 5	1хТМ-400/10	319,446	119,376	1,08	5,5	2,1	4,5	0,853	0,73	5,0777	21,48	324,5	140,86	353,78
6	ТП - 6	1хТМ-250/10	206,3	74,8	0,74	3,7	2,3	4,5	0,878	0,77	3,5908	14,42	209,9	89,218	228,07
7	ТП - 7	1хТМ-160/10	103,7	20	0,51	2,65	2,4	4,5	0,66	0,44	1,6646	6,977	105,4	26,977	108,76

Выбор сечения кабельных линий напряжением выше 1 кВ

Передачу электроэнергии от источника питания до приёмного пункта промышленного предприятия осуществляется воздушными или кабельными линиями. Сечение проводов и жил выбирается по техническим и экономическим условиям.

К техническим условиям относятся выбор сечения по нагреву расчётным током, условиям коронирования, механической прочности, нагреву от кратковременного выделению тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и после аварийном режимах.

Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведённые затраты которой будут минимальными.

Выбор сечения по нагреву осуществляется по расчётному току. Для параллельно работающих линий в качестве расчётного тока принимается ток после аварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. По справочным данным в зависимости от расчетного тока определяется ближайшее большее стандартное сечение. Это сечение приводится для конкретных условий среды и способа прокладки кабеля и проводов. Если условия применения проводов и кабелей отличается от приведённых, то длительно допустимые токовые нагрузки пересчитывают по формуле:

I'доп=Iдоп K1K2 (1.42)

где Iдоп - длительно допустимый ток одиночного кабеля (провода); K1 - коэффициент, учитывающий количество кабелей; К2 - коэффициент допустимой перегрузки кабельной линии.

При выборе сечения кабельной линий учитывают допустимые кратковременные перегрузки. Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, для таких кабелей допускается перегрузки в течении 5 суток в пределах, указанных в таблицах справочника. Для кабелей с полиэтиленовой изоляцией и с поливинилхлоридной изоляцией перегрузки на время ликвидации аварий допустимы соответственно до 10 и 15%; при этом максимальная перегрузка допускается на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки в течении 5 суток, если в остальные периоды времени этих суток нагрузка не превышает номинальной. Перегрузка кабельных линий 20-35 кВ не допускается.

По условиям коронирования выбирают минимально допустимые сечения только для воздушных линий. Для жил кабелей самое малое стандартное сечение обеспечивает отсутствие коронирования.

Выбор сечения по механической прочности также не производится, так как минимальное стандартное сечение удовлетворяет этому условию. Для воздушной линии расчет сечения производится с учетом воздействия собственной массы, сил ветра и гололёда.

· По длительно допустимому току нагрузки:

, (1.43)

· По потере напряжения:

(1.44)

· По экономической плотности тока:

(1.45)

· По термической стойкости к токам КЗ:

(1.46)

где tв - собственное время отключения выключателя,

tз - время срабатывания защиты,

б - температурный коэффициент зависящий от материала жилы,

tn - приведенное время срабатывания защиты,

I - установившееся значение периодического Iкз.

Пример расчёта кабельной линии проведем на линии Л-1 (ГПП-ТП1,5), вариант №1. По данным таблицы 8-1 определим номинальный и расчетный токи:

По справочнику [4] выбираем кабель ААШв с Iдоп=115 А, сечением 35 мм2. Т.к. в траншее проложено 2 кабелей, то к1=0,9, а к2=1,3 - коэффициент учитывающий перегрузки:

Iдоп?I'доп.ав.

115 А?80,33 А

Проверяем КЛ по экономической плотности:

SР = Ipн/jэ =46,99/1,4 =35 мм2 ,

где jэ=1,4 - экономическая плотность тока из табл.1.3.36. [5]

Sном принимаем 35 мм2

Проверяем КЛ по потери напряжения:

где, Lфакт=0,14 км; =0,6 км (по справочнику [4]); =5%

Условие выполняется Lдоп> Lфакт

Из всех условий выбираем наихудшее: кабель ААШв с сечением 35 мм2

Выбор кабелей остальных линий сведем в таблицы 9-1 (вариант 1), 9-2 (вариант 2) и 9-3 (вариант 3).

Выбор кабелей (вариант №1).

Таблица 9-1.

№ п/п	Наименование линии	Назначение линии	Расчетная нагрузка	l, м	Попр. коэф-ты к1·к2	Способ прокладки	Допустимая нагрузка	Sнагр, мм2	Sэ, мм2	S?U, мм2	марка, сечение и кол-во КЛ
			Iр.н.	Iр.ав.				I'доп.ав.	Iдоп.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
10 кВ
1	Л1	ГПП-ТП1,5	46,99	93,99	140	0,9	траншея	80,33	115	35	35	35	2хААШв(3*35)
2	Л2	ГПП-ТП2	19,58	39,17	175	0,8	траншея	37,66	90	25	16	25	2хААШв(3*25)
3	Л3	ГПП-ТП3	12,64	25,29	205	0,8	траншея	24,31	90	25	16	25	2хААШв(3*25)
4	Л4	ГПП-ТП4	32,47		25	1	траншея	32,47	90	25	25	25	1хААШв(3*25)
5	Л5	ТП1-ТП5	44,74		15	1	траншея	44,74	90	25	35	25	1хААШв(3*35)
1 кВ
6	Л6	ТП5-РП1	151,5		18	1	траншея	151,5	161	50		50	АВВГ(4*50)
7	Л7	ТП2-РП2	261,9		18	1	траншея	261,9	271,4	120		120	АВВГ(4*120)
8	Л8	ТП3-РП3	211,3		11	1	траншея	211,3	234,6	95		95	АВВГ(4*95)
9	Л9	ТП3-РП4	100,1		22	1	траншея	100,1	105,8	25		25	АВВГ(4*25)
10	Л10	ТП1-РП5	251,9		30	1	траншея	251,9	271,4	120		120	АВВГ(4*120)
11	Л11	ТП4-РП6	228,2		15	1	траншея	228,2	234,6	95		95	АВВГ(4*95)
12	Л12	ТП1-РП7	73,5		14	1	траншея	73,5	82,8	16		16	АВВГ(4*16)
13	Л13	ТП2-РП8	159,9		44	1	траншея	159,9	161	50		50	АВВГ(4*50)
14	Л14	ТП5-РП9	62,49		16	1	траншея	62,49	82,8	16		16	АВВГ(4*16)

Выбор кабелей (вариант №2).

Таблица 9-2.

№ п/п	Наименование линии	Назначение линии	Расчетная нагрузка	l, м	Попр. коэф-ты к1·к2	Способ прокладки	Допустимая нагрузка	Sнагр, мм2	Sэ, мм2	S?U, мм2	марка, сечение и кол-во КЛ
			Iр.н.	Iр.ав.				I'доп.ав.	Iдоп.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
10 кВ
1	Л1	ГПП-ТП1,5	42,11	84,21	140	0,9	траншея	71,974	90	25	35	25	2хААШв(3*25)
2	Л2	ГПП-ТП2,3	27,22	54,43	175	0,9	траншея	46,523	90	25	25	25	2хААШв(3*25)
3	Л3	ТП2-ТП3	12,54	25,09	22	0,9	траншея	21,443	90	25	25	25	2хААШв(3*25)
4	Л4	ГПП-ТП4	25,09		205	1	траншея	25,089	90	25	25	25	1хААШв(3*25)
5	Л5	ТП1-ТП5	44,69		25	1	траншея	44,685	90	25	35	25	1хААШв(3*35)
6	Л6	ГПП-ТП6	25,09		21	1	траншея	25,089	90	25	25	25	1хААШв(3*25)
1 кВ
7	Л7	ТП5-РП1	151,5		18	1	траншея	151,52	161	50		50	АВВГ(4*50)
8	Л8	ТП2-РП2	261,9		18	1	траншея	261,94	271,4	120		120	АВВГ(4*120)
9	Л9	ТП3-РП3	211,3		11	1	траншея	211,3	234,6	95		95	АВВГ(4*95)
10	Л10	ТП3-РП4	100,1		22	1	траншея	100,12	105,8	25		25	АВВГ(4*25)
11	Л11	ТП4-РП5	228,2		15	1	траншея	228,25	234,6	95		95	АВВГ(4*95)
12	Л12	ТП1-РП6	73,5		14	1	траншея	73,497	82,8	16		16	АВВГ(4*16)
13	Л13	ТП6-РП7	159,9		33	1	траншея	159,85	161	50		50	АВВГ(4*50)
14	Л14	ТП5-РП8	62,49		16	1	траншея	62,489	82,8	16		16	АВВГ(4*16)

Выбор кабелей (вариант №3).

Таблица 9-3.

№ п/п	Наименование линии	Назначение линии	Расчетная нагрузка	l, м	Попр. коэф-ты к1·к2	Способ прокладки	Допустимая нагрузка	Sнагр, мм2	Sэ, мм2	S?U, мм2	марка, сечение и кол-во КЛ
			Iр.н.	Iр.ав.				I'доп.ав.	Iдоп.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
10 кВ
1	Л1	ГПП-ТП1	19,64	39,28	140	0,9	траншея	33,57	75	16	16	16	2хААШв(3*16)
2	Л2	ГПП-ТП2	14,83	29,67	175	0,8	траншея	28,53	75	16	16	16	2хААШв(3*16)
3	Л3	ГПП-ТП3	12,64	25,29	205	0,8	траншея	24,31	75	16	16	16	2хААШв(3*16)
4	Л4	ГПП-ТП4	32,47		205	1	траншея	32,47	75	16	25	16	1хААШв(3*25)
5	Л5	ГПП-ТП5,7	44,56		25	1	траншея	44,56	75	16	35	16	1хААШв(3*35)
6	Л6	ГПП-ТП6	21,97		21	1	траншея	21,97	75	16	16	16	1хААШв(3*16)
7	Л7	ТП5-ТП7	10,48		20	1	траншея	10,48	75	16	16	16	1хААШв(3*16)
1 кВ
30	Л8	ТП2-РП1	261,9		18	1	траншея	261,9	271,4	120		120	АВВГ(4*120)
31	Л9	ТП3-РП2	211,3		11	1	траншея	211,3	234,6	95		95	АВВГ(4*95)
32	Л10	ТП3-РП3	100,1		22	1	траншея	100,1	105,8	25		25	АВВГ(4*25)
33	Л11	ТП4-РП4	228,2		15	1	траншея	228,2	234,6	95		95	АВВГ(4*95)
34	Л12	ТП1-РП5	73,5		14	1	траншея	73,5	82,8	16		16	АВВГ(4*16)
35	Л13	ТП6-РП6	159,9		33	1	траншея	159,9	161	50		50	АВВГ(4*50)
36	Л14	ТП7-РП7	62,49		16	1	траншея	62,49	82,8	16		16	АВВГ(4*16)

Разработка схемы внешнего электроснабжения

Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источника питания предприятия. Основным условием проектирования рациональной системы внешнего электроснабжения является надёжность, экономичность и качество электроэнергии в сети.

Экономичность определяется приведёнными затратами на систему электроснабжения. Надёжность зависит от категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса, неправильная оценка которого может привести как к снижению надёжности системы электроснабжения, так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование.

При проектировании, как правило, разрабатывается несколько вариантов, наиболее целесообразным из которых определяется в результате технико-экономического сопоставления.

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

В зависимости от установленной мощности приёмников электроэнергии различают объекты большой (75-100 МВт и более), средней (от 5-7.5 до 75 МВт) и малой (до 5 МВт) мощности. Для предприятий малой и средней мощности, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктам электроэнергии (ГПП, ГРП, РП). Если имеются потребители первой категории, то предусматривают секционирование шин приёмного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

Схемы с двумя и более приёмными пунктами применяют на предприятиях большой мощности с преобладанием потребителей первой категории, при наличии мощных и обособленных групп приёмников электроэнергии, при развитии предприятия этапами, когда питание второй очереди экономически целесообразно выполнять от отдельного приёмного пункта электроэнергии, а также в тех случаях, когда приёмные пункты выполняют одновременно функции РП и их установка экономически целесообразна.

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

Линии глубоких вводов, проходя по территории предприятия, имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенных близко от питаемых ими нагрузок. Обычно ПГВ выполняют по простой схеме: без выключателей и сборных шин на стороне высокого напряжения.

Наиболее дешевыми являются схемы с отделителями и короткозамыкателями. Распределение электроэнергии при таких схемах осуществляется на РУ вторичного напряжения 6(10) кВ ПГВ.

Глубокие вводы выполняются в виде магистральных ВЛ и в виде радиальных воздушных кабелей.

Магистральные глубокие вводы применяют при нормальной и мало загруженной окружающей среде, когда по территории предприятия можно провести воздушные линии напряжением 110-220 кВ и разместить ПГВ около основных групп потребителей электроэнергии.

Радиальные глубокие вводы применяют, при загрязненной окружающей среде. Кабельные радиальные вводы используются при невозможности прокладки воздушных линий и размещение более громоздких ответвительных подстанций 110-220 кВ. Радиальные схемы глубокого ввода обладают большей гибкостью и удобствами в эксплуатации по сравнению с магистральными, так как повреждение или ремонт одной линии или трансформатора не отражается на работе других подстанций.

Схемы глубокого ввода при своей максимальной простоте и дешевизне не уступает по надёжности схемам централизованного электроснабжения. Они применяются для любой категории.

В этой дипломной работе внешнее питание производится по двухцепной воздушной линии. Определим сечение проводов линии.

I= (1.47)

Iдоп>Iраб , 62 А>53 А

По справочнику выбираем марку провода АС-16.

Проверим провод по экономической плотности тока:

(1.48)

Окончательно выбираем провод АС-50.

Вычислим потери мощности в ЛЭП:

, (1.49)

, (1.50)

(1.51)

где Rлэп=r0·Lлэп=0,27·10=2,7 Ом, Хлэп=х0·Lлэп=0,4·10=4 Ом,

r0=0,27 Ом/км, х0=0,4 Ом/км - удельные сопротивления ВЛЭП АС-50 по [4].

Вычислим потери напряжения в ЛЭП:

, (1.52)

где Pпер=3,1 МВт,Qпер=0,8 МВАр - передаваемая по линии активная и реактивная мощность.

Наибольшая допустимая потеря напряжения в ЛЭП не должна превышать 10% от номинального значения, что и выполняется.

1.10 Технико-экономическое сравнение вариантов схем

Целью технико-экономических расчётов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и её элементов. Для систем электроснабжения промышленных предприятий характерна много вариантность решений задач, которая обусловлена широкой взаимозаменяемостью технических решений. В связи с этим требуется выполнение значительного числа трудоёмких вычислений, для автоматизации которых рекомендуется широко применять электронно-вычислительные машины (ЭВМ).

При технико-экономических расчётах систем промышленного электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов:

- технические, при которых сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметров, характеризующих каждый рассматриваемый вариант;

- экономические, при которых расчёт сравниваемых вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учётом одних и тех же экономических показателей, характеризующий каждый рассматриваемый вариант.

Каждый рассматриваемый вариант должен соответствовать требованиям, предъявляемым к системе промышленного электроснабжения соответствующими директивными материалами, отраслевыми инструкциями и ПУЭ.

В технико-экономических расчётах используют укрупненные показатели стоимости (УПС) элементов системы электроснабжения, а так же УПС сооружения подстанций в целом. В УПС не включены некоторые статьи расхода, поэтому их не применяют для определения реальной стоимости сооружения объекта, а используют при сравнительных расчётов вариантов. УПС основных элементов системы электроснабжения приведены в приложении к данному пособию.

В соответствии с существующей методикой технико-экономических расчётов в качестве основного метода оценки рекомендуется метод срока окупаемости. В этом случае показателями являются капитальные вложения (затраты) и ежегодные (текущие) эксплуатационные расходы. Экономические (стоимостные) показатели в большинстве случаев являются решающими при технико-экономических расчётах. Однако, если рассматриваемые варианты равноценны в отношении стоимостных показателей, предпочтение отдают варианту с лучшими техническими показателями.

При сравнении двух вариантов не всегда возникает необходимость в использовании срока окупаемости. Так, например, если один вариант имеет меньшие ежегодные эксплуатационные расходы и требует меньших капиталовложений (Сэ1<Сэ2, К1<К2), то он является экономически более выгодным. В варианте с равными капиталовложениями и разными эксплуатационными расходами наиболее экономичным будет вариант с меньшими эксплуатационными расходами. Если же капитальные вложения различны, а эксплуатационные расходы одинаковы, то предпочтение следует отдавать варианту с меньшими капитальными затратами.

При рассмотрении трёх и более вариантов критерием экономичности является минимум приведённых затрат, тыс. руб/год,

З=К+Сэ (1.53)

где К - капитальные единовременные вложения, тыс. руб/год (в общем случае состоят из капитальных затрат на сооружение питающих линий Кл, установку высоковольтной аппаратуры Кап и установку силовых трансформаторов Кт); Сэ - ежегодные эксплутационные расходы тыс. рубгод.

При выборе схемы внешнего электроснабжения промышленного предприятия на основе технико-экономических расчётов определяют сечения проводов и жил кабелей питающих линий и рациональное напряжение.

Технико-экономическое сравнение

Экономическая целесообразность каждого из вариантов определяется по годовым расчетным затратам из выражения:

З=К+Сэ

Капитальные затраты на сооружение системы электроснабжения в общем случае определяются из выражения:

К=Кл+Кт+Кэ.а , (1.54)

где Кл - капитальные затраты на сооружение линий;

Ка - капитальные затраты на установку высоковольтной аппаратуры;

Кт - капитальные затраты на установку силовых трансформаторов.

Годовые эксплуатационные расходы на систему электроснабжения определяются из выражения:

Сэ=Сп+Са (1.55)

где Сп - стоимость годовых расходов на оплату потерь электроэнергии в элементах системы электроснабжения;

Са - стоимость годовых расходов на амортизацию и отчисления.

Са=цК, (1.56)

где ц-для линий 0,05; для трансформаторов и электрических аппаратов 0,1

Са=Сал+Сат+Са.эа Сп= Сп.т +Сп.л ,

где Сп.л=ДЭ.Со ; Со - стоимость эл. энергии; ДЭ= ДРл.Тг;

ДРл- полные потери в линии; ДРл= ДРн.L.К2з;

ДРн- потери в 1 км линии;

Приведенные потери в трансформаторах:

ДРт= ДР/х+ ДР/к.К2з (1.57)

где потери х.х: ДР/х= ДРх+Кип ДQх ,(ДQх=Iх/100.Sн.тр ) (1.58)

потери к.з ДР/к= ДРк+Кип ДQк, (ДQк=Uх/100.Sн.тр) (1.59)

Технико-экономический расчет кабельной линии покажем на примере линии Л-1 (вариант №1).

Определение капитальных затрат.

Кабель марки ААШв (3х35), L=0,14 км, стоимость 1 км кабеля

КЛ=178,6 тыс. руб./км.

Стоимость кабельной линии Л-1:

(1.60)

где n - количество кабельных линий.

Определение эксплуатационных расходов на кабельные линии

Коэффициент загрузки кабельной линии:

(1.61)

Потери в одном кабеле при полной нагрузке [4].

Действительные потери мощности:

. (1.62)

Потери электроэнергии в линии:

, (1.63)

электроснабжение цех короткий замыкание

где ТГ =6600 ч. согласно [5]

Стоимость потерь электроэнергии:

(1.63)

где С0 =1,7 руб./кВт•ч.

Амортизационные расходы на кабельную линию:

(1.65)

где цл=5%-для кабельных линий.

Результаты остальных расчетов сведем в таблицы 10-1, 10-2, 10-3.

ТЭР кабельных линий (вариант №1).

Таблица 10.1.

№ линии	Назначение линии	Марка, сечение и количество кабелей	l, км	Стоимость 1км, т.р.	Кл, тыс. руб.	Кз	Кз2	ДPн,кВт/км	ДPл, кВт	ДЭ, кВтЧ ч	Сп, тыс.руб.	Са, тыс.руб.
1	2	3	4	5	6	9	10	12	13	14	15	16
Линии 10 кВ
Л1	ГПП-ТП1,5	2хААШв(3*35)	140	178,6	50	0,409	0,167	51	2,385	15,74	26,758	2,5
Л2	ГПП-ТП2	2хААШв(3*25)	175	134,2	47	0,218	0,047	50	0,829	5,469	1,914	2,35
Л3	ГПП-ТП3	2хААШв(3*25)	205	134,2	55	0,14	0,02	50	0,405	2,67	0,935	2,75
Л4	ГПП-ТП4	1хААШв(3*25)	25	134,2	3,36	0,361	0,13	50	0,163	1,074	0,376	0,17
Л5	ТП1-ТП5	1хААШв(3*35)	15	178,6	2,68	0,389	0,151	51	0,116	0,764	0,267	0,13
1 кВ
Л6	ТП5-РП1	АВВГ(4*50)	18	113,6	2,04	0,941	0,886	77	1,228	8,102	2,836	0,1
Л7	ТП2-РП2	АВВГ(4*120)	18	239,4	4,31	0,965	0,932	90	1,509	9,96	3,486	0,22
Л8	ТП3-РП3	АВВГ(4*95)	11	213,8	2,35	0,901	0,811	85	0,758	5,006	1,752	0,12
Л9	ТП3-РП4	АВВГ(4*25)	22	98,7	2,17	0,946	0,896	68	1,34	8,842	3,095	0,11
Л10	ТП1-РП5	АВВГ(4*120)	30	239,4	7,18	0,928	0,861	90	2,326	15,35	5,372	0,36
Л11	ТП4-РП6	АВВГ(4*95)	15	213,8	3,21	0,973	0,947	85	1,207	7,965	2,788	0,16
Л12	ТП1-РП7	АВВГ(4*16)	14	86,2	1,21	0,888	0,788	60	0,662	4,368	1,529	0,06
Л13	ТП2-РП8	АВВГ(4*50)	44	113,6	5	0,993	0,986	77	3,34	22,04	7,715	0,25
Л14	ТП5-РП9	АВВГ(4*16)	16	86,2	1,38	0,755	0,57	60	0,547	3,609	1,263	0,07
			итого		137						38,84	6,84

ТЭР кабельных линий (вариант №2).

Таблица 10.2.

№ линии	Назначение линии	Марка, сечение и количество кабелей	l, км	Стоимость 1км, т.р.	Кл, тыс. руб.	Кз	Кз2	ДPн,кВт/км	ДPл, кВт	ДЭ, кВтЧ ч	Сп, тыс.руб.	Са, тыс.руб.
1	2	3	4	5	6	9	10	12	13	14	15	16
Линии 10 кВ
Л1	ГПП-ТП1,5	2хААШв(3*25)	140	178,6	50	0,366	0,134	51	1,914	12,63	4,422	2,5
Л2	ГПП-ТП2,3	2хААШв(3*25)	175	134,2	47	0,302	0,091	50	1,6	10,56	3,697	2,35
Л3	ТП2-ТП3	2хААШв(3*25)	22	134,2	5,9	0,139	0,019	50	0,043	0,282	0,099	0,3
Л4	ГПП-ТП4	1хААШв(3*25)	205	134,2	27,5	0,279	0,078	50	0,797	5,257	1,84	1,38
Л5	ТП1-ТП5	1хААШв(3*35)	25	178,6	4,47	0,389	0,151	51	0,193	1,271	0,445	0,22
Л6	ГПП-ТП6	1хААШв(3*25)	21	134,2	2,82	0,279	0,078	50	0,082	0,539	0,188	0,14
1 кВ
Л7	ТП5-РП1	АВВГ(4*50)	18	113,6	2,04	0,941	0,886	77	1,228	8,102	2,836	0,1
Л8	ТП2-РП2	АВВГ(4*120)	18	239,4	4,31	0,965	0,932	90	1,509	9,96	3,486	0,22
Л9	ТП3-РП3	АВВГ(4*95)	11	213,8	2,35	0,901	0,811	85	0,758	5,006	1,752	0,12
Л10	ТП3-РП4	АВВГ(4*25)	22	98,7	2,17	0,946	0,896	68	1,34	8,842	3,095	0,11
Л11	ТП4-РП5	АВВГ(4*95)	15	213,8	3,21	0,973	0,947	85	1,207	7,965	2,788	0,16
Л12	ТП1-РП6	АВВГ(4*16)	14	86,2	1,21	0,888	0,788	60	0,662	4,368	1,529	0,06
Л13	ТП6-РП7	АВВГ(4*50)	33	113,6	3,75	0,993	0,986	77	2,505	16,53	5,786	0,19
Л14	ТП5-РП8	АВВГ(4*16)	16	86,2	1,38	0,755	0,57	60	0,547	3,609	1,263	0,07
			итого		158						33,22	7,9

ТЭР кабельных линий (вариант №3).

Таблица 10.3.

№ линии	Назначение линии	Марка, сечение и количество кабелей	l, км	Стоимость 1км, т.р.	Кл, тыс. руб.	Кз	Кз2	ДPн,кВт/км	ДPл, кВт	ДЭ, кВтЧ ч	Сп, тыс.руб.	Са, тыс.руб.
1	2	3	4	5	6	9	10	12	13	14	15	16
Линии 10 кВ
Л1	ГПП-ТП1	2хААШв(3*16)	140	99,7	27,916	0,26187	0,0686	46	0,883	5,83	2,0404	1,396
Л2	ГПП-ТП2	2хААШв(3*16)	175	99,7	34,895	0,19779	0,0391	46	0,63	4,16	1,455	1,745
Л3	ГПП-ТП3	2хААШв(3*16)	205	99,7	40,877	0,16858	0,0284	46	0,536	3,54	1,2381	2,044
Л4	ГПП-ТП4	1хААШв(3*25)	205	134,2	27,511	0,3608	0,1302	50	1,334	8,81	3,0823	1,376
Л5	ГПП-ТП5,7	1хААШв(3*35)	25	178,6	4,465	0,38748	0,1501	51	0,191	1,26	0,4422	0,223
Л6	ГПП-ТП6	1хААШв(3*16)	21	99,7	2,0937	0,29296	0,0858	46	0,083	0,55	0,1915	0,105
Л7	ТП5-ТП7	1хААШв(3*16)	20	99,7	1,994	0,13971	0,0195	46	0,018	0,12	0,0415	0,1
1 кВ
Л8	ТП2-РП1	АВВГ(4*120)	18	239,4	4,30884	0,965	0,932	90	1,509	9,96	3,4859	0,215
Л9	ТП3-РП2	АВВГ(4*95)	11	213,8	2,3518	0,901	0,811	85	0,758	5,01	1,7521	0,118
Л10	ТП3-РП3	АВВГ(4*25)	22	98,7	2,1714	0,946	0,896	68	1,34	8,84	3,0947	0,109
Л11	ТП4-РП4	АВВГ(4*95)	15	213,8	3,207	0,973	0,947	85	1,207	7,97	2,7879	0,16
Л12	ТП1-РП5	АВВГ(4*16)	14	86,2	1,2068	0,888	0,788	60	0,662	4,37	1,5289	0,06
Л13	ТП6-РП6	АВВГ(4*50)	33	113,6	3,7488	0,993	0,986	77	2,505	16,5	5,7863	0,187
Л14	ТП7-РП7	АВВГ(4*16)	16	86,2	1,3792	0,755	0,57	60	0,547	3,61	1,2631	0,069
					158,1255						28,19	7,906

Расчет капитальных затрат на выключатели и трансформаторы рассмотрим на примере ТП-1 (вариант №1).

2ЧТМ 400/10, полная стоимость одного трансформатора (с учетом стоимости оборудования, монтажных работ и строительной части) СТ=160 тыс. руб.

Капитальные затраты на ТП-1:

(1.66)

На линии Л-1 установлено 2 выключателя марки ВБЭК-10-630-20УХЛ3, стоимость одного выключателя СВ=45 тыс. руб.

Капитальные затраты на выключатели:

Амортизационные расходы на трансформаторы:

(1.67)

где цТ=10%- для трансформатора.

Амортизационные расходы на выключатели:

(1.68)

где цВ=10%.

Потери на один трансформатор ?РТ=3,2 кВт (см. табл. 8.1.)

Потери электроэнергии в трансформаторах:

(1.69)

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

(1.70)

Результаты остальных расчетов сведены в таблицы 11-1, 11-2, 11-3.

Технико-экономический расчет выключателей и трансформаторов. Вариант 1.

Таблица 11-1.

№ п/п	ТЭР выключателей	ТЭР трансформаторов
	Назначение линии	Количество выключат.	Марка выключателей	Стоимость, тыс.руб.	Кв, тыс.руб.	Са.в., тыс.руб.	№ ТП	Количество тр-ров ТМ	Sном.тр., кВА	Стоимость, тыс.руб.	Kт, тыс.руб.	Са.т., тыс.руб.	ДPт, кВт	ДЭ, МВт ч /год	Сп.т., тыс.руб.
1	ГПП-ТП1,5	2	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	90	9	ТП - 1	2	400	160	320	32	3,203	21,14	7,399
2	ГПП-ТП2	2	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	90	9	ТП - 2	2	400	160	320	32	2,404	15,87	5,553
3	ГПП-ТП3	2	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	90	9	ТП - 3	2	250	110	220	22	1,684	11,11	3,89
4	ГПП-ТП4	1	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	45	4,5	ТП - 4	1	400	160	160	16	4,709	31,08	10,88
5							ТП - 5	1	630	210	210	21	5,531	36,51	12,78
		итого		315	31,5			1230	123			40,5

Технико-экономический расчет выключателей и трансформаторов. Вариант 2. Таблица 11-2.

№ п/п	ТЭР выключателей	ТЭР трансформаторов
	Назначение линии	Количество выключат.	Марка выключателей	Стоимость, тыс.руб.	Кв, тыс.руб.	Са.в., тыс.руб.	№ ТП	Количество тр-ров ТМ	Sном.тр., кВА	Стоимость, тыс.руб.	Kт, тыс.руб.	Са.т., тыс.руб.	ДPт, кВт	ДЭ, МВт ч /год	Сп.т., тыс.руб.
1	ГПП-ТП1,5	2	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	90	9	ТП - 1	2	400	160	320	32	2,943	19,42	6,7984
2	ГПП-ТП2,3	2	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	90	9	ТП - 2	2	250	110	220	22	1,213	8,005	2,8017
3	ТП2-ТП3	2	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	90	9	ТП - 3	2	250	110	220	22	1,213	8,005	2,8017
4	ГПП-ТП4	1	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	45	4,5	ТП - 4	1	400	160	160	16	2,943	19,42	6,7984
5	ГПП-ТП6	1	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	45	4,5	ТП - 5	1	630	210	210	21	5,308	35,03	12,261
6							ТП - 6	1	250	110	110	11	1,213	8,005	2,8017
		итого		360	36			1240	124			34,263

Технико-экономический расчет выключателей и трансформаторов. Вариант 2.

Таблица 11-2.

№ п/п	ТЭР выключателей	ТЭР трансформаторов
	Назначение линии	Количество выключат.	Марка выключателей	Стоимость, тыс.руб.	Кв, тыс.руб.	Са.в., тыс.руб.	№ ТП	Количество тр-ров ТМ	Sном.тр., кВА	Стоимость, тыс.руб.	Kт, тыс.руб.	Са.т., тыс.руб.	ДPт, кВт	ДЭ, МВт ч /год	Сп.т., тыс.руб.
1	ГПП-ТП1	2	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	90	9	ТП - 1	2	400	160	320	32	2,406	15,88	5,557
2	ГПП-ТП2	2	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	90	9	ТП - 2	2	250	110	220	22	2,051	13,54	4,738
3	ГПП-ТП3	2	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	90	9	ТП - 3	2	250	110	220	22	1,684	11,11	3,89
4	ГПП-ТП4	1	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	45	4,5	ТП - 4	1	400	160	160	16	4,709	31,08	10,88
5	ГПП-ТП5,7	1	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	45	4,5	ТП - 5	1	400	160	160	16	5,078	33,51	11,73
6	ГПП-ТП6	1	ВВЭ-М-6-31,5/2000У3	45	45	4,5	ТП - 6	1	250	110	110	11	3,591	23,7	8,295
7							ТП - 7	1	160	70	70	7	1,665	10,99	3,845
		итого		405	40,5			1260	126			48,93

Технико-экономические показатели вариантов

Рассмотрим на примере варианта №1, результаты расчета других вариантов сведем в таблицу 12.

Единовременные капитальные вложения:

(1.71)

Стоимость потерь электроэнергии:

(1.72)

Амортизационные отчисления:

(1.73)

Ежегодные эксплуатационные расходы:

(1.74)

Технико-экономические показатели вариантов.

Таблица 12.

№ варианта	Кт, тыс.руб.	Кл, тыс.руб.	Кв, тыс.руб.	К, тыс.руб.	Сат,тыс.руб.	Сал,тыс.руб.	Сав,тыс.руб.	Спл,тыс.руб.	Спт,тыс.руб.	Сэ,тыс.руб.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	1230	136,88	315	1681,8	123	6,84	31,5	38,836	40,497	241,15
2	1240	158,1	360	1758,1	124	7,9	36	34,263	33,22	235,38
3	1260	158,13	405	1823,1	126	7,91	40,5	28,19	48,931	251,53

Вывод: таким образом, для эффективного функционирования системы электроснабжения выбираем вариант №1

Описание схемы электроснабжения

Как показал технико-экономический расчет, вариант 1 имеет наименьшие затраты. Кроме того, эта схема имеет и другие достоинства: низкие потери электроэнергии, гарантирует безопасность и бесперебойное электроснабжение завода.

Питание осуществляется от подстанции энергосистемы, расстояние от которой до завода 10 км. Питание производится по двухцепной воздушной линии проводом марки АС-35. Напряжение питающей линии 35 кВ.

Напряжение распределительной сети 10 кВ. В принятом варианте смешанная схема электроснабжения. Принятый вариант имеет 5 трансформаторных подстанции, с трансформаторами марки ТМ и номиналами 250, 400 и 630 кВА.

Питание ТП производиться от РУ ГПП и кабелями марки ААШв проложенных в траншее. РП питаются от трансформаторных подстанций кабелями АВВГ проложенными в траншее.

1.11 Расчет токов короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ. Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей по условиям короткого замыкания с целью обеспечения системы электроснабжения надежным в работе оборудованием.

рис.1 Схема замещения

Расчет токов короткого замыкания проведен для четырех точек:

1. Точка К-1 за выключателем на высшей стороне ГПП;

2. Точка К-2 на шинах ГПП;

3. Точка К-3 за выключателем на высшей стороне ТП;

4. Точка К-4 на шинах ТП;

Принимаем следующие базисные условия:

базисная мощность Sб=2,5 МВА;

базисное напряжение Uб1=10,5 кВ;

Uб2=Uб1*(UннГПП/UвнГПП)=10,5·(37/10,5)=37 кВ; (1.75)

базисный ток

, (1.76)

Расчет сопротивлений элементов системы электроснабжения в относительных единицах при базисных условиях.

Сопротивления воздушной линии 37 кВ:

, (1.77)

, (1.78)

где r0=0,27 Ом/км, x0=0,4 Ом/км - реактивное сопротивление 1 км длины воздушной линии АС-50 по [4].

Сопротивление трансформатора ГПП:

, (1.79)

, (1.80)

Сопротивления кабельной линии Л1 (ГПП-ТП-1) (наиболее загр.):

, (1.81)

, (1.82)

где r0=0,329 Ом/км, x0=0,0602 Ом/км по [11].

Сопротивление трансформатора ТП-1:

, (1.83)

, (1.84)

Расчет К.З. в точке К-1

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

r?1=rВЛ=0,005, (1.85)

x?1=xВЛ=0,0073 (1.86)

(1.87)

Ток К.З.:

(1.88)

куд1=1,12

Ударный ток к. з.:

(1.89)

Наибольшее действующее значение тока к. з. за первый период от начала процесса к. з.:

(1.90)

Расчет К.З. в точке К-2

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

r?2=rВЛ+rГПП=0,005+0,0094=0,0144,

x?2=xВЛ+хГПП=0,0073+0,065=0,0723,

Ток К.З.:

куд2=1,45

Ударный ток к. з.:

Наибольшее действующее значение тока к. з. за первый период от начала процесса к. з.:

Расчет К.З. в точке К-3

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

r?3= r?2 +rЛ11=0,0144+0,001=0,0154,

x?3= x?2+хЛ11=0,0723+0,0002=0,0725,

Ток К.З.:

куд3=1,41

Ударный ток к. з.:

Наибольшее действующее значение тока к. з. за первый период от начала процесса к. з.:

Расчет К.З. в точке К-4

Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания:

r?4=r?3 +rТП1=0,0154+0,086=0,1014,

x?4=x?3+хТП1=0,0725+0,28=0,3525,

Ток К.З.:

(1.91)

куд4=1,32

Ударный ток к. з.:

Наибольшее действующее значение тока к. з. за первый период от начала процесса к. з.:

Выбор и проверка электрооборудования

Цель выбора обеспечить электроустановки надежным в работе, безопасным в обслуживании и экономичным в монтаже и эксплуатации оборудованием. Для этого выбранные аппараты и кабели должны:

- соответствовать условиям окружающей их среды или роду установки (на открытом воздухе, в производственном помещении обычного вида, во взрывоопасном помещении, при определенной температуре и т. д.);

- иметь такие номинальные параметры (ток, напряжение, мощность и т. д.) или размеры, чтобы удовлетворять условиям работы в нормальном режиме и при к. з.;

- отвечать требованиям технико-экономической целесообразности.

Выбор выключателей:

Ток термической стойкости:

, (1.92)

где tП=1,25 с., приведенное время к. з.;

tН.Т.=10 с., время, к которому отнесен номинальный ток термической устойчивости выключателей [4].

Условия выбора:

(1.93)

(1.94)

(1.95)

Выключатели 10 кВ:

Выбираем выключатели марки ВВЭ-М-6-31,5/2000У3

UНВ=10 кВ

IН.ДЛ=2 кА>0,948 кА

IН. ОТКЛ=31,5 кА>11,92 кА

IУ.ДОП=51 кА>6,89 кА,

IН.Т.=31,5 кА>2,056 кА

Выбор разъединителей:

Условия выбора:

Разъединители 35 кВ:

Выбираем разъединители марки РНД-35/1000 У1:

UНВ=35 кВ,

IН.ДЛ=1 кА>0,271 кА,

IУ.ДОП=63 кА>4,56 кА,

IН.Т.=25 кА>1,56 кА.

Разъединители 10 кВ:

Выбираем разъединители марки РВ-10/400У3:

UНВ=10 кВ,

IН.ДЛ=0,4 кА>0,021 кА,

IУ.ДОП=41 кА>8,962 кА,

IН.Т.=16 кА>1,88 кА.

Предохранители

Условия выбора:

Выбираем предохранители ПКТ 102-10-31,5-12,5У3.

UНВ=10 кВ

IН.ДЛ=31,50 А>21 А

IН. ОТКЛ=12,5 кА>5,31 кА

Проверка кабеля по экономически целесообразному сечению и по термической стойкости

Проверим кабельную линию Л-1. Она выполнена кабелем ААШв (3Ч35). Проверим данное сечение на термическую устойчивость к токам короткого замыкания. Расчетная точка короткого замыкания К-3. Минимально допустимое сечение, термически устойчивое к токам к. з. составляет

(1.96)

Линия из двух кабелей сечением S=35 мм2. Рассмотрим два ближайших значения сечений 25 мм2 и 50 мм2 .

Тогда принимаем: S1=25 мм2, S2=35 мм2, S3=50 мм2

Для расчета будем использовать следующие формулы:

З=рнК+Сэ,

где рн - нормативный срок окупаемости; К - капитальные вложения.

Сэ=Сп+Са ,

где Сп - стоимость потерь. Са - стоимость на амортизацию.

Са= К, где для линий 0,05; для трансформаторов и эл. аппаратов 0,1.

Са=Сал+Сат+Са.эа

Сп=Сп.т +Сп.

Сп.л=ДЭ.Со,

где Со - стоимость эл. энергии.

ДЭ= ДРл.Тг

где ДР- полные потери в линии.

ДРл= ДРн.L.К2з,

где ДРн- потери в 1 км линии.

К1л=22100,13=54,6 т.р. С1а=54,6х0,05=2,73 т.р.

К2л=22750,13=71,5 т.р. С2а=71,5х0,05=3,575 т.р.

К3л=23100,13=80,6 т.р. С3а=80,6 0,05=4,03 т.р.

С1п=С0 2·ДРн .L .К2з Тг=0,35·10-3 2500,140,526600=16,8 т.р.,

С2п=С0 2·ДРн .L .К2з Тг=0,35·10-3 2510,140,46600=13,19 т.р.,

С3п=С0 2·ДРн .L .К2з Тг=0,35·10-3 2540,140,276600=9,43 т.р.,

З1=рнК1+Сэ1=0,1554,6+2,73+16,8=27,72 т.р.,

З2=рнК2+Сэ2=0,1571,5+3,575+13,19=27.49 т.р.,

З3=рнК3+Сэ3=0,1580,6+4,03+9,43=25,1 т.р.,

З1=З2-З1=27,49-27,72=-3,44 т.р. (1.97)

З2=З3-З2=25,1-27,49=-2,395 т.р. (1.98)

Оставляем сечение линии 35 мм2 как ближайшее к экономически целесообразному.

1.12 Расчет электрических нагрузок цеховой сети

Определение расчетной мощности цеха методом упорядоченных диаграмм

Ведомость электрических нагрузок по формовочному цеху

№ п/п	Наименование производственного оборудования	Руст., кВт	n, шт.
1	Фуговальный станок	6,5	2
2	Станок ленточно-пильный	3,2	2
3	Станок трубогибочный	7	3
4	Фланцевый станок	5,3	2
5	Резьбонарезной станок	2,7	3
6	Поперечно строгальный станок	2	1,9
7	Обдирочно-шлифовальный станок	2	2,5
8	Настольно сверлильный станок	3	1,7
9	Станок для резки труб	1	1
10	Реймусовый станок	1	3,8
11	Пресс	5	4,7
12	Пила	4	2,3
13	Сварка	2	8
14	Печь	2	10
15	Вентилятор	7	4,5

1.Приводим установленную нагрузку ЭП работающих в ПКР к ДР:

. (1.99)

2.Для каждой группы электроприемников определяем среднюю нагрузку за наиболее загруженную смену:

Рсм=Рн·Ки, (1.100)

Qсм=Рсм·tgб, (1.101)

где Ки-коэффициент использования и cosц-коэффициент мощности найденные по [4].

3. Определяем средне взвешенный коэффициент использования и средне взвешенный коэффициент мощности группы электроприемников:

(1.102)

4. Определяем эффективное число проводников:

(1.103)

5.Определяем Км=f(Ки.ср.,nэ) по табл.5.2 или по рис.5.3. [2].

6.Определяем максимальные расчетные нагрузки группы электроприемников:

Рм=Км·Рсм; Qм=·Qсм, (1.104)

при , в остальных случаях =1;

(1.105)

7.Определяем ток на РП:

(1.106)

Результаты расчета сводим в табл.13

Определение расчетных нагрузок.

Таблица 13.

№	Наименование приемников электроэнергии	Число приемн	Установлен мощ		Ки	cos	tg	Средняя нагрузка	nэ	Кмах	Max расчетная мощность
п.п.			Pн,кВт	?Pн,кВт					Рсм, кВт	Qмс, кВар			Рр, кВт	Qр, кВар	Sр, кВт
1	2	3	4	5	6	7	8		9	10	11	12	13	14	15
ГРУППА А
1	Фуговальный станок	2	6,5	13	5,9	0,17	0,65	1,17	2,21	2,5857	14	2,1	4,641	5,42997	7,1431
2	Станок ленточно-пильный	2	3,2	6,4		0,17	0,65	1,17	1,088	1,27296		2,1	2,2848	2,67322	3,5166
3	Станок трубогибочный	3	7	21		0,17	0,65	1,17	3,57	4,1769		2,1	7,497	8,77149	11,539
4	Фланцевый станок	2	5,3	10,6		0,17	0,65	1,17	1,802	2,10834		2,1	3,7842	4,42751	5,8243
5	Резьбонарезной станок	3	2,7	8,1		0,17	0,65	1,17	1,377	1,61109		2,1	2,8917	3,38329	4,4507
6	Поперечно строгальный станок	2	1,9	3,8		0,17	0,65	1,17	0,646	0,75582		2,1	1,3566	1,58722	2,088
7	Обдирочно-шлифовальный станок	2	2,5	5		0,17	0,65	1,17	0,85	0,9945		2,1	1,785	2,08845	2,7473
8	Настольно сверлильный станок	3	1,7	5,1		0,17	0,65	1,17	0,867	1,01439		2,1	1,8207	2,13022	2,8023
9	Станок для резки труб	1	4	4		0,17	0,65	1,17	0,68	0,7956		2,1	1,428	1,67076	2,1979
10	Реймусовый станок	1	3,8	3,8		0,17	0,65	1,17	0,646	0,75582		2,1	1,3566	1,58722	2,088
11	Пресс	5	4,7	23,5		0,17	0,65	1,17	3,995	4,67415		2,1	8,3895	9,81572	12,912
12	Пила	4	2,3	9,2		0,17	0,65	1,17	1,564	1,82988		2,1	3,2844	3,84275	5,0551
13	Сварка	1	10	10		0,3	0,35	2,7	3	8,1		2,1	6,3	17,01	18,139
	Итого по группе А:	31		123,5					22,295	30,6751			46,8195	64,4178	79,635
ГРУППА Б
22	Печь	2	8	16	2	0,7	0,8	0,48	5,6	2,688		1,3	7,28	3,4944	8,0752
47	Вентилятор	7	4,5	31,5		0,65	0,8	0,75	20,475	15,3562		1,3	26,6175	19,9631	33,272
	Итого по группе Б:	9		47,5									33,8975	23,4575	41,347
	ИТОГО ПО ЦЕХУ:	147		171									80.7	87,8	121

Определение типа цехового трансформатора и их количество

1. Находим полную расчетную мощность цеха:

Рр?=Рм?+Рр.о.=80,7+21,17=101,87 кВт,

Qр?=Qм=87,8 кВАр,

кВА.

С учетом потерь в трансформаторе и КУ:

?РТП=0,02·Sр=0,02·134,5=2,7 кВт,

?QТП=0,1·Sр=0,1·134.5=13,45 кВАр.

Тогда расчетная нагрузка определится:

Рр?=Ррм+Рр.о.+ ?РТП=80,7+21,17+2,7=104,57 кВт,

Qр=Qм+ ?QТП=87,8+13,45=101,25 кВАр.

Рассчитаем мощность КУ:

QКУ= Рр·(tg ном tg зад.)=104,57·(0,97-0,33)=66,7 кВАр.

Принимаем к установке УКМ 58-04-50-10 УЗ с Qку=50 кВАр.

Потери мощности в КУ:

?РКУ=0,002·QКУ=0,002·50=0,1 кВт.

Тогда расчетная нагрузка определится по формуле:

Рр?ТП= Рр·+?РКУ=104,57+0,1=105,67 кВт,

Qр?ТП= Qр·?QКУ=101,25-50=51,25 кВАр,

кВА.

Выбираем ТМ-400/10-У1 с Sн.т.=160 кВА, коэффициенты загрузки:

где n = 1 - количество трансформаторов.

1.13 Расчет и выбор параметров цеховой сети

Выбор сечений проводов и кабелей, силовые распределительные пункты, приемники от силовых РП и шинопроводы

Выбираем линии питающие отдельные электроприемники.

Номинальный ток от одного ЭД:

(1.107)

Выбор коммутационных аппаратов на всех ступенях схемы и согласование выбранного сечения проводника и тока расцепителя автомата

Выбор аппаратов защиты производится с учетом следующих требований:

1. Номинальный ток и напряжение аппарата защиты должны соответствовать расчетному длительному току и напряжению сети:

UномАЗ=Uс, (1.108)

I номАЗ=Iр.max. (1.109)

2. Время действия аппарата защиты должно быть по возможности меньше и должна быть обеспечена селективность действия защиты.

3. Аппараты защиты не должны отключать установку при перегрузках, возникающих в условиях нормальной эксплуатации.

4. Должны обеспечивать надежное отключение КЗ.

Условия выбора автоматических выключателей:

1).Uном Uс,

2). Iном.расц Iном.,

3). Iном.расц.т. ·Iном.,

4). Iном.расц.э/м. ·Iпуск.(пик.), Iпуск- пусковой ток ЭД,

Iпик.- пиковой ток группы ЭД:

для группы из 2-5 ЭД - Iпик.=I'пуск+, (1.110)

для группы более 5 ЭД - Iпик.=I'пуск+(Iр-Ки·Iном.max (1.111)

где I'пуск- наибольший пусковой ток в группе,

-суммарный номинальный ток группы ЭП без учета номинального тока наибольшего по мощности ЭД,

Ки- коэффициент использования ЭД с наибольшим Iпуск,

Iном.max -номинальный ток ЭД с наибольшим пусковым током.

5). Iотк.ном. IКЗmax.,

6). iуд.ав. iуд.

Условия выбора предохранителей:

1).Uном Uс,

2). Iном.ПВ Iном.,

3). Iном.ПВ Iпуск./ , где коэффициент зависящий от условий пуска ( =2,5 легкий пуск,. =1,6 -тяжелый пуск).

Условия выбора магнитных пускателей:

1) Uном Uс,

2). Iном.МП Iном.,

3). Рподкл Рподкл.доп.

Согласование сечений проводников и аппаратов защиты

Согласно [3] Iдоп. Кз·Iз, где Кз-. коэффициент защиты, зависящий от вида защищаемой сети и вида перегрузки: Кз=0,33 для предохранителей, Кз=0,8 для автоматических выключателей; Iз- ток срабатывания защиты.

Пример расчёта проводов проведем на линии Л-1. Определим номинальный ток:

А,

где Рном приведено к ПВ=100%.

Iпуск.= ·Iном.=7,5·12,8=96,3 А, где сos ном, ном, номинальный коэффициент мощности, номинальный к.п.д., кратность пускового тока соответственно из [3] для АД серии 4А.

Iпуск/ =96,3/2,5=38,5 А.

По справочнику [5] выбираем провод АПВ с Iдоп=19 А и сечением 2,5 мм2. Для защиты этого провода принимает предохранитель ПН2-10 с Iном.ПВ=40 А, Iном.ПВ Iном. Iном.ПВ Iпуск./ . Согласуем предохранитель и сечение провода:

Iдоп. Кз·Iз=0,33·40=13,2 А,

следовательно выбираем провод АПВ с Iдоп=19 А 13,2 А и сечением 2,5 мм2.

Выбор остальных проводов, выбор МП и согласование сечения проводов с аппаратами защиты для двух вариантов сведем в табл.14.

Пример расчёта кабельных линий проведем на линии Л-61 (ТП-ШРА1). По Iном=127,55 А из табл.13 для ШРА1 выбираем кабель АВВГ с Iдоп=147 А и сечением 50 мм2. Т.к. к ШРА1 присоединено более 5 АД, то пиковый ток определим по:

Iпик.=I'пуск+(Iр-Ки·Iном.max) =229,06+(127,55-0,17·30,44)=351,42 А,

где I'пуск=229,06 А, Ки=0,17 и Iном.max=30,44 А, номинальные параметры АД с наибольшим пусковым током, а Iр расчетный ток нагрузки группы.

Для защиты этого кабеля выбираем автоматический выключатель ВА57-35 с Iном.расц.т=160 А. ·Iном.=1,25·127,55=159,44 А и Iном.расц.э/м=1600 А ·Iпик=1,2·351,42 =421,71 А.. Согласуем автомат с сечением кабеля:

Iдоп. Кз·Iз=0,8·160=128 А,

следовательно выбираем кабель АВВГ(3*50+1*25) с Iдоп=147 А.

Выбор остальных кабелей и согласование их сечения с аппаратами защиты для двух вариантов сведем в табл.15.

Выбор способа прокладки кабеля и цеховой сети

Передача и распределение электрической энергии к цеховым потребителям промышленных предприятий осуществляется электрическими сетями. Потребители электроэнергии присоединяются к внутрицеховым подстанциям и распределительным устройствам при помощи защитных и пусковых аппаратов.

Электрические сети промышленных предприятий выполняются внутренними (цеховыми) и наружными.

Прокладка электрических цепей производится изолированными и неизолированными проводниками. Изолированные проводники выполняются защищенными и незащищенными. Защищенные проводники поверх электрической изоляции имеют металлическую или другую оболочку, предохраняющую изоляцию от механических повреждений. Незащищенные проводники таких оболочек не имеют.

В электрических сетях предприятий широко применяются также шинопроводы. Шинопроводы могут быть открытыми и закрытыми. По назначению шинопроводы разделяются на магистральные и распределительные. Магистральные шинопроводы выполняются из алюминиевых шин, распределительные -из алюминиевых или медных шин.

Силовые кабели применяются в сетях до 1000 В и выше. Кабельные линии напряжением до 1000 В больших сечений предназначаются для питания мощных приемников, распределительных щитов или шкафов, а также электроприемников, установленных в среде с особыми условиями, где ограничена прокладка проводов в трубах.

Прокладка проводов в защитных трубах обеспечивает достаточно надежную защиту от механических повреждений проводов, что важно для цеховых сетей промышленных предприятии. Такая прокладка связана с дополнительным расходом труб (тонкостенных стальных, пластмассовых и др.). Следует отметить, что прокладка проводов в трубах, особенно в стальных, связана с возможностью повреждения изоляции, а также с неудобствами в эксплуатации при необходимости замены поврежденных проводов. Такая прокладка согласно [5] обязательна для взрывоопасных помещений. Прокладка проводов в защитных трубах применяется также в виде стоечной и подпольной, при которых обеспечивается высокая надежность и хорошая механическая защита проводов.

Открытая прокладка проводов и кабелей с креплением на роликах, изоляторах, тросах и других открытых конструкциях является наиболее простой и дешевой, но не обеспечивает достаточной надежности и защиты проводов от механических повреждений. Более совершенной является прокладка проводов и кабелей в лотках и коробах, которые выпускаются в виде фасонных секций. Особенно удобен этот вид прокладки при большом количестве проводов и кабелей для сложных многодвигательных агрегатов и автоматических линий.

Так как среда в отделениях цеха нормальная, то прокладку кабелей будем проводить по поверхности стен, в лотках и в пустотах строительных конструкций, а прокладку проводов будем проводить в гибких металлических рукавах и в каналах.

Выбор типа силовых РП

Для приема и распределения электроэнергии к группам потребителей трехфазного переменного тока промышленной частоты напряжением 380 В применяют силовые распределительные шкафы и пункты. Шкафы могут иметь на вводе рубильник или автоматический выключатель, а на выводах предохранители (серии ПН2 и НПН2) или автоматический выключатель.

По способу установки пункты изготавливают навесными, стоячими с уплотнением, уплотненными защищенными.

Силовые пункты и шкафы выбирают с учетом условий воздуха рабочей зоны, числа подключаемых приемников электроэнергии к силовому пункту и их расчетной нагрузки.

Выбираем распределительные силовые шкафы серии ШР11, который снабжен на вводе рубильником ВР32 на номинальный ток 400 А и с защитой отходящих линий предохранителями НПН2 и ПН2.

Выбор проводов и защитной аппаратуры

Таблица 14

№ п/п	Pном., кВт	сos			Iр,А	Iдоп., А	S, мм2	Iпуск, А	Iпуск/	IнПВ, А	Кз·Iз	Марка и сечение проводов	Тип пред-ля
1	6,5	0,88	87,5	7,5	12,841	19	2,5	96,3	38,522	40	13,2	4АПВ(12,5)	ПН-2-100
2	3,2	0,88	87,5	7	6,3216	19	2,5	44,3	17,701	30	9,9	4АПВ(12,5)	ПН-2-100
3	7	0,88	87,5	7	13,829	19	2,5	96,8	38,72	40	13,2	4АПВ(12,5)	ПН-2-100
4	5,3	0,88	87,5	7	10,47	19	2,5	73,3	29,317	40	13,2	4АПВ(12,5)	ПН-2-100
5	2,7	0,9	88	7,5	5,1857	19	2,5	38,9	15,557	30	9,9	4АПВ(12,5)	ПН-2-100
6	1,9	0,91	88,5	7,5	3,5887	19	2,5	26,9	10,766	30	9,9	4АПВ(12,5)	ПН-2-100
7	2,5	0,89	88	7	4,8555	19	2,5	34	13,596	30	9,9	4АПВ(12,5)	ПН-2-100
8	1,7	0,9	88	7,5	3,2651	19	2,5	24,5	9,7952	30	9,9	4АПВ(12,5)	ПН-2-100
9	4	0,89	88	7,5	7,7689	19	2,5	58,3	23,307	30	9,9	4АПВ(12,5)	ПН-2-100
10	3,8	0,91	88,5	7,5	7,1774	19	2,5	53,8	21,532	30	9,9	4АПВ(12,5)	ПН-2-100
11	4,7	0,89	88	7	9,1284	19	2,5	63,9	25,56	30	9,9	4АПВ(12,5)	ПН-2-100
12	2,3	0,88	87,5	7	4,5437	19	2,5	31,8	12,722	30	9,9	4АПВ(12,5)	ПН-2-100
13	10	0,88	87,5	7	19,755	23	2,5	138	55,314	60	19,8	4АПВ(14)	ПН-2-100
14	8	0,9	88	7	15,365	19	2,5	108	43,022	50	16,5	4АПВ(12,5)	ПН-2-100
15	4,5	0,88	87,5	7	8,8898	19	2,5	62,2	24,891	30	9,9	4АПВ(12,5)	ПН-2-100

Выбор кабелей и защитной аппаратуры.

Таблица 15.

№ п.п.	Iн,кВт	наименование	Кол-во отходящих линий	Ток р.,А	Ток доп., А	S мм2	Iрас	Кз·Iз	Марка автомата.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
СП1	400	ШРС1-24У3	8Х100	66	69	АВВГ(4*25)	80	64	А3710Б,160
СП2	400	ШРС1-24У3	8Х100	34	50,6	АВВГ(4*10)	60	48	А3710Б,160
СП3	400	ШРС1-24У3	8Х100	55	69	АВВГ(4*25)	80	64	А3710Б,160
ШРА1	250	ШРА-73	-	172	184	АВВГ(4*120)	200	160	А3720Б,250

1.14 Расчет токов КЗ и проверка коммутационных и защитных аппаратов

Расчет токов короткого замыкания проведен для двух точек:

5. Точка К-1 на шинах ТП;

6. Точка К-2 около РП.

Принимаем, что напряжение на высокой стороне трансформатора остается неизменным, т.к. трансформатор небольшой мощности.

Расчет токов КЗ рассмотрим на примере снабжения ЩСУ-1.

Сопротивления трансформатора:

мОм, (1.112)

мОм. (1.113)

Сопротивления главного выключателя QF1 марки ВНТ-2П с Iном=1000 А по [8]:

rQF1=rкв+rк=0,05+0,24=0,29 мОм,

хк=0,1 мОм, где

rкв- сопротивление катушки выключателя,

rк- сопротивление контакта выключателя.

Сопротивления выключателя на линии к РП-1 QF2 марки А3710Б с Iном=160 А по [11]:

rQF2=rкв+rк=0,05+0,24=0,29 мОм,

хк=0,1 мОм.

Сопротивления линии Л1:

rл=r0·l=1,25·0,015=18,75 мОм,

хл=х0·l=0,2·0,015=3 мОм.

Результирующие сопротивления:

Точка К1

r?1=rт+rQF1=31,52+0,29=31,81 мОм,

х?1=хт+хQF1=7,2+0,1=7,3 мОм.

Точка К2

r?2=rт+rQF1+ rQF2+rл=31,52+0,29+0,29+18,75=50,85мОм,

х?2=хт+хQF1+ хQF2+хл =7,2+0,1+0,1+3=10,4 мОм.

Ток трехфазного КЗ:

Точка К1 кА, (1.114)

Точка К2 кА.

Ударный ток:

Точка К2 iуд1.=·Куд1.·=·1,12·7,1=11,2 кА, (1.115)

Точка К2 iуд2.=·Куд2.·=·1,03·4,45=6,5 кА, где

Ток однофазного КЗ в точке К2:

(1.116)

rфКЛ= ·l/sф=0,028·0,032/185=0,005 мОм, =0,028 (Ом·мм2)/м, sф- сечение фазной жилы,

rнКЛ= ·l/sн=0,028·0,032/185=0,005 мОм, sн- сечение нулевой жилы.

Проверяем автоматические выключатели ВНТ-2П:

IотклQF1 55 кА 15,97 кА,

IотклQF2 55 кА 9,17кА,

iуд.QF2 iуд.2 100 кА 13,49 кА.

Проверяем чувствительность автомата А3710Б:

к·Iном , 6,8 кА 3·0,4=1,2 кА.

1.15 Расчет осветительной сети формовочного цеха

Светотехнический расчет освещения

На промышленных предприятиях около 10% потребляемой электроэнергии затрачивается на электрическое освещение. Правильное выполнение осветительных установок способствует рациональному использованию электроэнергии, улучшению качества выпускаемой продукции, повышению производительности труда, уменьшению количества аварий и случаев травматизма, снижению утомляемости рабочих.

Проектирование осветительных установок заключается в разработке светотехнического и электротехнического разделов.

В светотехническом разделе решаются следующие задачи:

выбирают типы источников света и светильников;

намечают наиболее целесообразные высоты установки светильников и их размещение;

определяют качественные характеристики осветительных установок.

Электротехническая часть проекта включает в себя:

выбор схемы питания осветительной установки;

выбор рационального напряжения, сечения и марки проводов;

способ прокладки сети.

Расчет освещения ведем по методу коэффициента использования, предназначенного для расчета общего равномерного освещения горизонтальных поверхностей при отсутствии крупных затемняющих предметов. При расчете по этому методу учитывается как прямой, так и отраженный свет.

Исходные данные: 49х24 м, Еп=200 лк, Н=9 м;

Светотехнический расчет

Принимаем к установке светильники РСП05/Г03 типа «глубокоизлучатель» с лампами ДРЛ.

1.Определим расчетную высоту подвеса светильника:

h=H-(hc+hp)=9-(1,2+0,8)=7 м. (1.117)

2. Для принятого светильника, имеющего глубокую кривую силы света (буква Г в обозначении светильника), находим значение:

=LA/h=1

(значение принимается по таблице 6.1[12]). Определяем расстояние между светильниками LA:

LA=л·h=1·7=7 м, (1.118)

Дальнейший расчет показывает, что LA=7 м не подходит, поэтому принимаем LA=5 м.

3. Наметим число светильников в ряду:

шт., (1.119)

тогда расстояние от торцевых стен до крайнего светильника составит:

la=(A-LA(nA-1))/2=(49-5(10-1))/2=2 м. (1.120)

4. Выберем расстояние между рядами LB, при этом необходимо учесть следующее условие:

LA/LB=1,5

Примем LB = 4 м;

LA/LB=5/4=1,25?1,5

Расстояние от боковых стен до крайних светильников составит:

lb=(B-LB(nB-1))/2=(24-4(6-1))/2=2 м.

5. Число светильников в цехе:

N=nA·nB=10·6=60 шт.,

6. Определим индекс помещения:

(1.121)

7. По таблице 4 [12] приложения принимаем коэффициенты отражения стен, потолка и рабочей поверхности рс = 50 %, рп = 30 %, рр =10 %.

8. Из таблицы 6 [12] приложения находим коэффициент использования светового потока = 0,74.

9. Определим расчетный световой поток светильника при Е = 200 лк, Кзап=1,5 (принят по табл. 5 [12] приложения):

лм (1.122)

Выбираем лампу ДРЛ мощностью Рн =250 Вт со световым потоком Фном = 13500 лм. Фном отличается от Ф на 1,44 %, что находится в допустимых пределах (-10 % ч + 20 %).

Проверка решения точечным методом

Расстояние d определяем обмером по масштабному плану рис.2. Значение е определяем по графику рис.6 приложения [12]. Расчеты сводим в табл.17.

Рис.2.

Таблица 17.

Точка	Номер светильника	Расстояние d,м	Условная освещенность, лк
			от одного светильника	от всех светильников
А	1,4 2,5 3,6 7 8	2,5 6,4 9,4 7,5 8,5	8 2,2 0,4 0,2 0,1	16 4,4 0,8 0,2 0,1
				е=21,5

Рассчитаем освещенность в точке А:

лк, (1.123)

Расхождение: ?Е=(ЕА-Е)/Е·100%=(212,85-200)/200·100%=6,425%, что находиться в допустимых пределах (-10%ч+20%).

1.16 Электротехнический расчет освещения

Расчетная нагрузка:

Рр.о.=Рн·Кс·Кпра, где Кпра=1,2 для ЛЛ, Кпра=1,1 для ДРЛ и Кс=1.

Рис.3

Определяем расчетные мощности питающих и групповых линий:

Рр.о.А=250·1,1·60=16500 Вт,

Рр.о.А-1=Рр.о.А-2= Рр.о.А-3= Рр.о.А-4 =Рр.о.А-5= Рр.о.А-6=10·1,1·250=2750 Вт,

Определяем ток протекающий в 3х фазной 4-х проводной сети:

А.

Выбираем ВВГ сечением S=4 мм2 с Iдоп=35 А.

Для распределительных линий однофазной 2х проводной сети:

А,

Выбираем провод ПВ1 сечением S=2,5 мм2, Iдоп=25 А.

Расчет сети по потере напряжения и на минимум проводникового материала.

Определяем располагаемые потери:

U=Ux-Umin- Uт=105-97,5-2,3=5,2%,

т.е. до крайней лампы можно потерять 5,2%.

Определяем момент осветительной сети.

М=Рр.о.(l0+lc/2),

где l0 расстояние от группового щитка до первого светильника, lc-расстояние от 1го светильника до крайнего.

МХ-А=34·29,04=987,36 кВт·м,

МА-1=4,84·(35+90/2)=387,2 кВт·м,

МА-2=4,84·(28,6+90/2)=356,2·м,

МА-3=4,84·(22,5+90/2)=326,7 кВт·м,

МА-4=4,84·(16+90/2)=295,24 кВт·м,

МА-5=4,84·(11,6+90/2)=274 кВт·м,

МА-6=4,84·(17,8+90/2)=303,95 кВт·м.

Определяем сечение всех линий и потери напряжения на каждом участке.

где коэф-ент перехода (с 4х на 2х проводную =1,85),

Кс=72 для 3х фазной 4х проводной линии (медь),

Кс=12 для однофазной 2х проводной линии (медь).

Определяем сечение питающей линии:

мм2.

Выбираем кабель ВВГ,S=16 мм2, Iдоп.=93 А.

Определяем действительные потери напряжения:

UX-A=MX-A/(Кс·SX-A)=987,36/(72·16)=0,86%

Определяем допустимые потери напряжения на участке А-1чА-6:

?UX-1=?UX-2=…=?UX-9=5,2-0,86=4,34%.

Определяем сечения распределительных линий:

мм2, принимаем провод ПВ1 S=10 мм2,

мм2, принимаем провод ПВ1 S=6 мм2,

мм2, принимаем провод ПВ1 S=6 мм2.

Проверяем по потере напряжения:

UА-1=387,2/(12·10)=3,23<4,34%,

UА-2=356,22(12·10)=2,97<4,34%,

UА-3=326,7(12·10)=2,72<4,34%,

UА-4=295,24(12·6)=4,1<4,34%,

UА-5=274/(12·6)=3,8<4,34%,

UА-6=303,95/(12·6)=4,22<4,34%,

Выбираем кабель ВВГ (4*16) и провода ПВ1 (1*6),ПВ1 (1*10), щиток ЩО31-21 с А3114 на вводе и АЕ-1031-11 на отходящих линиях.

Расчет аварийного освещения

-число аварийных светильников.

В цехе используются лампы ДРЛ, которые в качестве аварийных запрещено использовать, поэтому выбираем лампы накаливания на 100 Вт и светильник НСП, Фл=1380 лк.

Еmin1=200·0,05=10 лк

шт., следовательно 14 шт.

Электротехнический расчет аварийного освещения

Рис.4

Расчетная мощность:

Рр.о.Х-В=14·100·1=1400 Вт, Рр.о.В-1а=Рр.о.В-2а=7·100·1=700 Вт.

Определяем токи:

А,

Определяем моменты:

МХ-В=24,27·6,6=160,18 кВт·м,

МВ-1а=3,3·(24+90/2)=227,7 кВт·м,

МВ-2а=3,3·(29+90/2)=244,2 кВт·м.

Расчет на минимум проводникового материала

мм2.

Выбираем провод ВВГ (4*4), Iдоп.=45 А

Потери напряжения:

UХ-В=160,18/(72·4)=0,556%.

Допустимая потеря UВ-1=5,2-0,556=4,64%.

SB-1а=227,7/(12·0,56)=4,09 мм2, следовательно S=6 мм2,

SB-2а=244,2/(12·0,56)=4,38 мм2, следовательно S=6 мм2.

Проверяем потери напряжения:

UВ-1а=227,7/(12·6)=3,16%<4,64%,

UВ-2а=244,2/(12·6)=3,39%<4,64%,

Выбираем кабель ВВГ(4*4), провод ПВ (3*2,5) ,щиток ЩО31-21 с А3114 на вводе и АЕ-1031-11 на отходящих линиях.

1.17 Релейная защита

Распределительные сети 6-220 кВ промышленных предприятий обычно имеют простую конфигурацию и выполняются, как правило, радиальными или магистральными. Силовые трансформаторы подстанций на стороне низшего напряжения обычно работают раздельно. По этому промышленные электросети и электроустановки для своей защиты от повреждений и анормальных режимов в большинстве случаев не требуют сложных устройств релейной защиты. Вместе с тем особенности технологических процессов и связанные с ними условия работы и электрические режимы электроприёмников и распределительных сетей могут предъявлять повышенные требования к быстродействию, чувствительности и селективности устройств релейной защиты, к их взаимодействию с сетевой автоматикой: автоматическим включением резервного питания (АВР), автоматическим повторным включением (АПВ), автоматической частотной разгрузкой (АЧР).

Исходными данными определено произвести расчёт релейной защиты трансформатора ТП.

Согласно [5] для трансформаторов, устанавливаемых в сетях напряжением 6 кВ и выше, должны предусматриваться устройства релейной защиты от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах, однофазных коротких замыканий в обмотке и на выводах, присоединённых к сети с глухозаземлённой нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках при внешних КЗ и перегрузках, понижений уровня масла в маслонаполненных трансформаторах и в маслонаполненных вводах трансформаторов.

Защита цехового трансформатора

1. Защита от повреждений внутри кожуха и от понижений уровня масла

Тип защиты газовая, реагирующая на образование газов, сопровождающих повреждение внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключателя отпаек устройства регулирования коэффициента трансформации (в отсеке РПН), а также действующая при чрезмерном понижении уровня масла. В качестве реле защиты в основном используются газовые реле. При наличии двух контактов газового реле защита действует в зависимости от интенсивности газообразования на сигнал или на отключение.

Типовыми схемами защиты предусматривается в соответствии с требованиями ПУЭ возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме реле отсека РПН) на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающего контактов реле. Газовое реле отсека РПН должно действовать только на отключение.

При выполнении газовой защиты с действием на отключение принимаются меры для обеспечения надёжного отключения выключателей трансформатора при кратковременном замыкании соответствующего контакта газового реле.

Газовая защита установлена на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и более. Применяем реле типа РГУЗ-66.

Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена и с помощью реле давления, а защита от понижения уровня масла -- реле уровня в расширителе трансформатора.

Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора

Для этой цели будем использовать продольную дифференциальную токовую защиту, действующую без выдержки времени на отключение повреждённого трансформатора от неповреждённой части электрической системы с помощью выключателя. Данная защита осуществляется с применением реле тока, обладающих улучшенной отстройкой от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса. Согласно рекомендациям [5] будем использовать реле с торможением типа ДЗТ-11. Рассматриваемая защита с реле ДЗТ-11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора.

Произведём расчёт продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов, выполненной с реле типа ДЗТ-11.

Для этого сначала определим первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

где Shom - номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА;

uhom.cp - минимальное напряжение соответствующей стороны, кВ.

Ток для высшей стороны напряжения:

для низшей стороны напряжения:

Применяем трансформаторы тока с nтвн=50/5 и nтнн=1000/5. Схемы соединения трансформаторов тока следующие: на высшей стороне ?, на низшей стороне - Y.

Определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты:

где Ксх коэффициент схемы включения реле защиты, который согласно [10] для ВН равен , для НН - 1 .

Тогда с использованием выражения:

Выберем сторону, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку реле.

Первичный минимальный ток срабатывания защиты определяется из условия отстройки от броска тока намагничивания:

Котс-1,5 коэффициент отстройки.

Iс.3=1,5·41,2=61,8 А.

Расчётный ток срабатывания реле, приведённый к стороне ВН:

Расчётное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны ВН:

где Fcp=100 -- магнитодвижущая сила срабатывания реле, А.

Согласно условию Wbh WBHpacn принимаем число витков WBH =12, что соответствует минимальному току срабатывания защиты :

Расчётное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

Принимаем ближайшее к WHHpacч целое число, то есть WHH=15.

Определим расчётное число витков тормозной обмотки, включаемых в плечо защиты со стороны НН:

где =0,1 относительное значение полной погрешности трансформатора тока;

u относительная погрешность, обусловленная РПН, принимается равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения;

угол наклона касательной к тормозной характеристике реле типа ДЗТ-11, tg a=0,75. Для ТМ-630/10 u=0,16

Согласно стандартному ряду, приведённого в [5], принятое число витков тормозной обмотки для реле ДЗТ-11 wT=9.

Определим чувствительность защиты при металлическом КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует. Для этого определим ток КЗ между двумя фазами на стороне НН трансформатора:

Коэффициент чувствительности:

> 2, что удовлетворяет условиям.

Определим чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение. Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке реле:

Вторичный ток, подводимый к тормозной обмотке:

Рабочая МДС реле:

Fраб=40·6=240 А.

Тормозная МДС рле:

FТОР=IТОР·WТОР,

FТОР=1,7·6=10,2 A.

По характеристике срабатывания реле, приведённой в [10], графически определяем рабочую МДС срабатывания реле: Fc.p=100 A. Тогда коэффициент чувствительности:

>1,5;что удовлетворяет условиям.

3. Защита от токов внешних многофазных КЗ

Защита предназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе защиты или выключателя смежного повреждённого элемента, а также для выполнения функций ближнего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора (дифференциальной и газовой). В качестве защиты трансформатора от токов внешних КЗ используются:

1 токовые защиты шин секций распределительных устройств низшего и среднего напряжений, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;

2. максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне высшего напряжения защищаемого трансформатора.

Защита, установленная на стороне ВН, выполняется на двухобмоточных трансформаторах с двумя, а на трёхобмоточных с тремя реле тока. Реле присоединяются ко вторичным обмоткам ТТ, соединённым, как правило, в треугольник.

Непосредственное включение реле защиты от токов внешних КЗ в токовые цепи дифференциальной защиты не допускается.

Расчёт МТЗ.

Ток срабатывания защиты МТЗ-1 на стороне НН.

где Ко =1,2 коэффициент отстройки реле;

Кв=0,85 - коэффициент возврата реле РТ-40;

Ксз=2,3 - коэффициент самозапуска секции шин потерявшей питание;

Ток срабатывания защиты МТЗ-2 на стороне ВН:

Ток срабатывания реле на стороне ВН:

Коэффициент чувствительности МТЗ-2

Ток срабатывания реле МТЗ на стороне НН:

Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне:

Условие чувствительности выполняется.

Коэффициент чувствительности защиты в резервной зоне:

чувствительности защиты в резервной зоне обеспечивается.

3.Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН

Защита предусматривается для трансформаторов с глухим заземлением нейтрали обмотки высшего напряжения при наличии присоединений синхронных электродвигателей в целях резервирования отключения замыканий на землю на шинах питающей подстанции и для ускорения отключения однофазного КЗ в питающей линии выключателями низшего напряжения трансформатора. Реле максимального тока защиты подключается к трансформатору тока, встроенному в нулевой вывод обмотки ВН трансформатора.

4. Защита от токов перегрузки

Согласно [5] на трансформаторах 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Устанавливается на каждой части расщеплённой обмотки. Продолжительность срабатывания такой защиты должна быть выбрана примерно на 30% больше продолжительности пуска или самозапуска электродвигателей, получающих питание от защищаемого трансформатора, если эти процессы приводят к его перегрузке.

Расчёт тока срабатывания от перегрузки.

Ток срабатывания от перегрузки равен:

где kотс=1,05, для реле РТ-40.

Kв=0,85, коэффициент возврата реле РТ-40

Ток срабатывания реле равен:

2. Технологический раздел

2.1 Эксплуатация и монтаж шинопроводов

Шинопроводом называется жесткий токопровод напряжением до 1 кВ заводского изготовления, поставляемый комплектными секциями к шинопроводам до 1 кВ относятся также открытые шинопроводы - шинные магистрали и открытые крановые троллеи. Шинопроводы напряжением до 1 кВ применяют для внутрицехового распределения энергии. К ним относятся магистральные и распределительные шинопроводы, осветительные и троллейные шинопроводы заводского изготовления. Зоны размещения внутрицеховых магистральных и распределительных сетей и установки распределительных шкафов показаны на рис. 1.

Открытые шинопроводы прокладывают вдоль пролетов цехов как питающие шинные магистрали, идущие от цеховых ТП. Прокладывают их обычно по фермам, иногда по стенам. В производственных помещениях шинопроводы прокладывают на высоте не менее 3,5 м от уровня пола и не менее 2,5 м от настила моста крана. Проход открытых шинопроводов через перекрытия, стены, перегородки делают в проемах или изоляционных плитах. В местах, опасных по возможности прикосновения, открытые шинопроводы

закрывают металлическими сетками или коробами. Также по фермам цеха прокладывают открытые магистрали освещения, которые могут быть выполнены алюминиевыми шинами или изолированными алюминиевыми проводами. К питающим магистралям присоединяются распределительные силовые или осветительные пункты до 1 кВ, а также отдельные крупные электроприемники. Присоединение проводов ответвлений от шинных магистралей производят сваркой. Для этого на шинах магистралей до их подъема на фермы в местах отпаек приваривают контактные алюминиевые планки, к которым в дальнейшем приваривают наконечники проводов ответвлений. В настоящее время открытые цеховые шинопроводы почти полностью заменены закрытыми магистральными шинопроводами заводского изготовления.

В настоящее время основным видом сетей, применяемых для внутрицехового распределения электроэнергии, являются защищенные и закрытые шинопроводы .

Магистральные шинопроводы типа ШМА переменного тока на 1000, 1600, 2500 и 4000 А в защищенном исполнении имеют внутри корпуса три шины, нулевой шиной служат два алюминиевых уголка, расположенных вне корпуса и используемых для крепления шинопровода.

Каждая фаза выполнена из двух алюминиевых изолированных шин прямоугольного сечения (рис. 2.).

Магистральные шинонроводы ШМА имеют секции длиной 0,75; 1,5; 3,0; 6,0 м, секции угловые, ответвительные, тройниковые, присоединительные, подгоночные, гибкие - для обхода препятствий, фазировочные - для изменения чередования фаз, с компенсатором.

Из набора секций комплектуют шинопровод любой конфигурации. Шины смежных секций соединяют сваркой или специальным одноболтовым сжимом. Модернизированная конструкция ШМА имеет внутри корпуса четыре шины - три фазные и одну нулевую. Для магистралей постоянного тока и ошиновки главных приводов прокатных станов выпускают магистральные шинопроводы постоянного тока типа ШМАД на токи 1600, 2500, 400 и 6300 А . Они также собираются из прямых секций длиной 0,75; 1,5; 3,0; 6,0 м, угловых, подгоночных и ответвительных. Шинопроводы ШМАД могут прокладываться по стенам на настенных кронштейнах, по металлическим фермам на кронштейнах или тросовых подвесах, по напольным стойкам

Распределительные шинопровод ШРА4 напряжением 380/220 В выпускают на токи 250, 400 и 630 А. Шинопроводы комплектуют из прямых секций длиной 3 м и 1 м и угловых секций.

Для пыльных помещений и пожароопасных зон выпускаются распределительные шинопроводы ШРП на 250 А со степенью защиты IP54. Имеют габаритные и установочные размеры, аналогичные шинопроводам ШРА4.

Прямые секции с каждой стороны имеют штепсельные окна для присоединения ответвительных коробок, которые выпускаются трех видов: с автоматическим выключателем, с предохранителями или рубильниками. Окна для присоединения коробок имеют автоматически закрывающиеся шторки, что обеспечивает безопасное присоединение ответвительных коробок к шинопроводу, находящемуся под напряжением в процессе эксплуатации. Вводные секции рассчитаны на установку их как в середине, так и на концах линии. Шинопровод ШРА4-100-441УЗ обеспечивает возможность штепсельного присоединения трехфазных и однофазных приемников: станков, электроинструмента, оборудования, установленного на конвейерах и автоматических линиях, а также светильников. Шинопровод выпускается на ток 100 А, номинальное напряжение 660/380 В, соединение секций - штепсельное . Присоединение однофазных электроприемников осуществляеся с помощью специального штепселя, а трехфазных - с помощью штепселя или ответвительных коробок, содержащих аппараты защиты - предохранители или автоматический выключатель . Штепселя и коробки имеют три фазовых, один заземляющий и один нулевой выводы.

Осветительные шинопроводы на 25 А, 380/220 В, типа ШОС однофазные ШОС2 и трехфазные ШОС4 представлены на рис. 4.40. Шинопровод собирается из прямых секций длиной 3 м, секция может иметь 3,6 или 12 ответвлений для подключения светильников с помощью специального ответвительного штепселя на 10 А. В комплект шинопровода входят также секции угловые, гибкие, вводные. С помощью набора этих элементов собирают шинопровод любой конфигурации. Смежные секции соединяются штепсельным стыком с дополнительным креплением двумя винтами. Светильники подвешиваются к шинопроводу с помощью хомута и подсоединяются к любому штепсельному ответвлению.

Максимальное расстояние между точками крепления шинопровода 2 м.

Для выполнения осветительных линий в помещениях общественных зданий, а также в административных и бытовых помещениях промышленных зданий выпускается осветительный шинопровод типа ШОС8ОУЗ. В комплект шинопровода входят секции прямые длиной от 0,6 до б м, секции угловые, тройниковые, вводные. Соединение секций между собой штепсельное; шинопровод двухпроводный, с медными шинами сечением 1x5 мм, в нижней части короба по всей длине имеется паз, позволяющий на любом участке секций подключать светильник.

Крановые троллеи прокладывают вдоль подкрановых балок на кронштейнах. Троллеи выполняют в зависимости от грузоподъемности крана из стальных профилей: двутавра N 10, швеллера N 8 или 10, уголка от 75x75x8 до 32x32x3. Крановые троллеи могут быть выполнены из алюминиевого профиля марки АД31Т1. На монтаж троллеи поставляют секциями длиной 6 м в комплекте с троллеедержателями и кронштейнами для крепления троллеев, секции снабжают направляющими планками для соединения секций сваркой при монтаже, поставляют их рихтованными и окрашенными.

Троллейные шинопроводы ШТА заменяют открытые крановые троллеи. Шинопроводы ШТА75УЗ на ток 250 и 400 А применяются для питания мостовых кранов, электроталей, передаточных тележек; шинопроводы выполняются с алюминиевыми троллеями.

Троллейные линии комплектуются из прямых и угловых секций, каждая из которых представляет собой стальной короб, имеющий снизу сплошную щель, внутри короба в пазах изолятора смонтированы троллеи. Соединение коробов секций между собой осуществляется муфтами. Подвод питания выполняется проводом или кабелем. Питание электроприемников осуществляется токосъемными каретками, передвигающимися по направляющим полкам вдоль щели короба. Токосъемная каретка заземляется через четвертую жилу кабеля к контуру заземления крана. Для сигнализации наличия напряжения на троллеях шинопровода устанавливаются индикаторные коробки; рекомендуемое расстояние между индикаторными коробками не более 60 м.

Троллейный шинопровод ШТР4-00-42-УЗ предназначен для выполнения в производственных помещениях трехфазных четырехпроводных линий, питающих

подвесные электрические однобалочные краны, передаточные тележки, тали, а также переносной электрический инструмент. Конструкция шинопровода аналогична конструкции шинопровода ШТА, но троллеи медные.

В последнее время разработаны монотроллейные шинопроводы на напряжение 660 В и на токи 100, 250, 400 и 630 А. Простота конструкции монотроллейных шинопроводов серии ШМТ обеспечивает высокую надежность и технологичность изготовления, а также простоту их монтажа и эксплуатации. Монотроллейные шинопроводы выпускаются двух исполнений: IР21 - с защитной изоляционной оболочкой типа ШМТ-АУ2 и IРОО - без защитной оболочки типа ШМТ-АОУ2. Троллеи шинопровода выполняются из алюминиевого сплава АД31Т, а оболочка -из поливинилхлоридного пластиката УВ-10. Опорные кронштейны для крепления шинопроводов устанавливают с шагом 3 м. Шинопроводы с защитной оболочкой крепят в фиксирующих троллеедержателях, устанавливаемых на кронштейнах (каждую фазу отдельно); все три фазы шинопроводов без оболочки крепят в общей обойме специальных клиц, устанавливаемой на кронштейне.

Монтаж шинопроводов.

Открытые токопроводы или шинные магистрали монтируют в следующем порядке. В мастерской электротехнических за- готовок выполняется заготовка рулонов алюминиевых шин. Шины правят, сваривают между собой в рулоны длиной 50-300 м и наматывают на кассеты. Одновременно проверяют и комплектуют шинодержателями крепежные конструкции с изоляторами, подбирают изоляционные (секционные) вставки, шинные распорки, натяжные устройства. Комплект материалов токопровода доставляют на место монтажа. Сначала производят установку концевых и промежуточных опорных конструкций. С помощью электрической лебедки разматывают шины с кассеты и натягивают их поверх нижнего пояса ферм. Начальный конец шины прикрепляют к тяговому тросу лебедки, на промежуточных опорных конструкциях устанавливают раскаточные ролики. Размотку начинают со средней шины. Один конец ее закрепляют на изоляторе с помощью концевого шинодержателя, а второй - в натяжном устройстве, после чего производят предварительную натяжку шины в анкерном пролете. Перед размоткой и натяжкой одной крайней шины концы натяжных конструкций укрепляют оттяжками во избежание перекоса и поломки их от больших крутящих моментов. Размотку и предварительную натяжку крайней шины производят так же, как и средней. Затем раскатывают вторую крайнюю шину. После этого снимают раскаточные ролики и укладывают шины в шинодержатели, устанавливают шинные распорки и производят окончательное натяжение шин с помощью натяжных винтов концевых шинодержателей. В шинодержателях, установленных на промежуточных конструкциях, шины должны свободно перемещаться вдоль линии. Анкерные натяжные крепления делают по концам магистрали, при переходе токопровода через температурные швы здания и в местах установки секционных разъединителей.

Закрытые и защищенные шинопроводы монтируют укрупненными блоками, предварительно собранными в МЭЗ. Магистральные шинопроводы обычно комплектуют в блоки длиной 12 м. В соответствии с разбивкой трассы шинопровода производят сварку секций или соединений их на болтовых сжимах и выполняют изоляцию стыков.

После завершения основных строительных работ на объекте и приемки помещения под монтаж транспортируют укрупненные блоки шинопровода на место монтажа. Разметку оси прокладки шинопроводов и мест установки опорных конструкций производят в соответствии с рабочими чертежами.

Магистральные шинопроводы прокладывают на кронштейнах по фермам, колоннам, стенам, балкам, на стойках, устанавливаемых на полу, или подвешивают под перекрытием. Монтаж начинают со сложных узлов: с вертикальных участков или присоединительных секций на подходах к КТП. Вертикальные участки начинают монтировать с нижней угловой секции и затем наращивают шинопровод вверх до отметки верхнего горизонтального участка. Горизонтальные прямые участки шинопровода, секции с компенсатором и подгоночные секции монтируют в последнюю очередь. Обычно в цеху устанавливают несколько КТП и магистральные шинопроводы от соседних КТП соединяют через секционный автоматический выключатель. При этом ответственной операцией является фазировка соединяемых шинопроводов. Необходимое чередование фазобеспечивают с помощью специальных секций, установленных на подходе к КТП.

Блоки на опорные конструкции поднимают электролебедками или мостовым краном, а крепление их, сборку и сварку стыков выполняют с автогидроподъемника, автовышки, самоходных подмостей или мостового крана. При подъеме блоков применяют специальную траверсу (рис. 4.47). При монтаже с автогидроподъемника к нижнему поясу ферм крепят монтажный ролик, через который пропускают трос лебедки. К концу крепят траверсу с укрепленным на ней блоком. Лебедкой управляют с пола, концы блока удерживают от разворота с помощью веревочных оттяжек. При монтаже с мостового крана на настиле крана оборудуют монтажную площадку с ограждением. К ферме перекрытия крепят монтажный ролик, через который пропускают трос электролебедки, установленной на мосту крана. Монтаж с самоходных подмостей выполняют аналогично описанному ранее. После подъема и установки блоков на места креплений стыкуют смежные секции. При этом опорные уголки секций, являющиеся нулевым проводом и заземляющей магистралью металлического короба, сваривают между собой, создавая тем самым непрерывную цепь заземления и зануления. Крепление секций на горизонтальных участках выполняют прижимами, обеспечивающими возможность продольного перемещения при температурных изменениях. На вертикальных участках шинопровод закрепляют на конструкциях болтами через отверстия, просверленные в опорном уголке. Шины секций магистральных шинопроводов соединяют болтовыми сжимами или сваркой. Электродуговую сварку алюминиевых шин выполняют полуавтоматом на постоянном токе в среде защитного газа - аргона. Болтовые соединения секций и блоков в помещениях с нормальной средой изолируют с помощью изоляционных кожухов. Сварные соединения, выполненные под слоем флюса, покрывают антикоррозионной защитой и изолируют во всех случаях. Сварные соединения, выполненные в среде аргона, требуют антикоррозионной защиты только в помещениях с химически активной средой и с токопроводящей пылью.

Монтаж распределительных шинопроводов над полом, на стенах и колоннах выполняют на специальных опорных конструкциях. Опорные конструкции устанавливают заблаговременно, когда производят подготовку и комплектование секций. Расстояние между соседними опорными конструкциями принимают не более 3 м.

Секции шинопровода в мастерской тщательно осматривают для выявления возможных повреждений, удаляют консервирующую смазку с контактных поверхностей токоведущих шин, с токоведущих поверхностей коробов секций и корпусов вводных и ответвительных коробок в местах заземлений. После доставки секций на место установки и подъема на опорные конструкции их закрепляют зажимными болтами. При этом нулевая шина должна располагаться сверху. Короба смежных секций соединяют винтами и соединительными планками. Соединительные планки приваривают к лапкам, чем обеспечивается непрерывность цепи заземления. Проводники заземления приваривают к соединительной планке. После того, как секции соединены, монтажные окна закрывают крышками и закрепляют имеющимися на них прижимами. Вводные коробки устанавливают в местах соединения секций или в конце шинопровода. Стальную трубу с проводами питающей линии вводят в коробку через отверстие в ее съемном дне или верхней крышке. Корпус коробки крепят к коробу винтами. Между съемными дном и корпусом коробки обеспечивают надежный контакт и корпус коробки заземляют перемычкой на проводнике заземления. Присоединительные элементы вводной коробки располагают снизу соединения шин.

Ответвительные коробки и коробки с указателем напряжения присоединяют через штепсельные окна. Заглушки, закрывающие окна в местах установки коробок, снимают, а крепящие их винты используют для крепления коробок. Перед установкой к коробке подсоединяют провода, при этом участок проводки длиной 0,5 м выполняют гибким проводом для обеспечения возможности снятия коробки без отсоединения проводов. Для ввода проводов сечением более 35 мм2 предварительно увеличивают до необходимых размеров отверстие в задней стенке короба.

Провода или оболочку защищенных проводов крепят к коробке специальными скобами. Для надежного закрепления металлической оболочки проводов ее зажимают болтом между двумя швеллерообразными элементами, один из которых приварен к коробке. К этому же болту подсоединяют заземляющий проводник электроприемника, питаемого через данное ответвление от шинопровода. После окончания монтажа перед включением шинопровода под напряжение проверяют наличие крышек на не занятых коробками монтажных и штепсельных окнах, наличие торцевых крышек на концах шинопровода, надежность всех контактов в цепи заземления.

В цехах с расстоянием между колоннами 6 м применяют способ прокладки распределительных шинопроводов ШРА и коробов, показанный на рис. 4.51, а, вместо прокладки на подвесах, изображенной на рис. 4.51, б. При этом способе на колоннах устанавливают по два кронштейна. На нулевой отметке собирают трехметровые секции шинопровода в плети длиной 9 м. Лебедкой поднимают плети на кронштейны и соединяют их между собой. При этом способе отпадает необходимость натягивать трос с промежуточными подвесками, сокращается время монтажа, экономятся материалы и улучшается эстетический вид помещения цеха.

Осветительные шинопроводы устанавливают на стенах, колоннах, фермах, перекрытиях, тросах, а также на распределительных шинопроводах при их совместной прокладке. Шинопроводы крепят на подвесах, кронштейнах, стойках, устанавливаемых непосредственно на строительных элементах зданий. При этом расстояние между крепежными конструкциями не должно превышать 3 м. В местах, где расстояние между точками жесткого крепления превышает 3 м, допускается подвеску шинопровода выполнять промежуточным креплением тросами, закрепляемыми к шинопроводам подвесками в местах соединения секций. Соединения смежных секций и подсоединение светильников выполняются штепсельным контактом. Светильники подвешивают с помощью хомута с крючком или крепят к строительным конструкциям.

Открытые крановые троллеи монтируют укрупненными блоками обычно длиной 6 м, собираемыми в мастерских. Блоки троллеев с троллейными конструкциями, изоляторами, крепежными деталями, отрихтованными троллеями и шинами подпитки доставляют на место

Блоки раскладывают вдоль трассы троллейной линии, затем поднимают к подкрановым балкам и стыкуют с троллеями смежных блоков Поднимают укрупненные блоки троллеев с помощью мостового крана электролебедок или других подъемных средств. Кронштейны для установки троллеев крепят к металлическим балкам электросваркой, к железобетонным с помощью шпилек.

Работы выполняют с монтажных люлек, подвешенных к мостовому крану или передвижным подмостам. Если есть возможность, работы выполняют с самоходных выдвижных подмостей или с автогидроподъемника расстояние между осями крепления кронштейнов не должно быть более 3 м.

После окончательной выверки сваривают троллеи смежных блоков приваривают температурные компенсаторы и подсоединяют питающие линии.

Алюминиевые провода к стальным троллеям подсоединяют через троллейные планки. При монтаже троллеев соблюдают следующее: расстояние между токоведущими и неизолированными конструкциями должно быть не менее 50 мм, отклонения троллеев от основных осей по горизонтали - не более 10 мм и по вертикали - не более 20 мм; зазор между торцами троллеев у температурных швов здания - не менее 50 мм; кромки торцов троллеев на стыках запиливаются так, чтобы был обеспечен свободный проход токосъемника; троллеи каждого участка между компенсаторами закрепляют жестко в средней точке, а в остальных местах креплении должна быть обеспечена возможность продольного перемещения троллеев при температурных изменениях; между торцами троллеев ремонтного участка оставляется воздушный зазор не менее 50 мм, при этом по обе стороны стыка устанавливаются троллеедержатели.

Троллейные шинопроводы монтируют так же, как магистральные. Шинопровод крепят к подкрановым балкам на кронштейнах и промежуточных подвесках или прокладывают на стойках, установленных на полу. Секции соединяют с помощью соединительных муфт. Шинопровод крепят через 3 м в местах установки соединительных муфт. Токосъемные каретки вводят в короб через специальные муфты, которые входят в комплект шинопровода. Питание к троллеям подводят через присоединительные зажимы кабелям или проводом, проложенным в трубе.

3.Безопасность жизнедеятельности

Безопасная и безаварийная эксплуатация систем электроснабжения многочисленных электроприемников ставит перед работниками завода разносторонние и сложные задачи по охране труда. Здоровые и безопасные условия труда электротехнического персонала и работников, эксплуатирующих электрифицированные производственные установки, могут быть обеспечены выполнением научно основанных правил и норм как при проектировании и монтаже, так и при их эксплуатации.

Студенты электротехнических специальностей должны хорошо знать основы электробезопасности, основные требования производственной санитарии, уметь пользоваться нормативной документацией по охране труда.

Весь электротехнический персонал, обслуживающий электроустановки, проходит специальное обучение безопасным методам работы с последующей проверкой знаний Правил технической эксплуатации и Правил техники безопасности и присвоением определенной квалификационной группы. Выполнение правил и норм по охране труда обеспечивает необходимую электробезопасность, пожаробезопасность и взрывобезопасность электроустановок, комфортную среду на рабочих местах операторов, ведущих производственный процесс и работников, обслуживающих производственные установки.

Научная организация труда предусматривает создание рациональных условий работы, улучшение организационных форм использования живого труда, для повышения его производительности.

3.1 Особенности тушения пожара в электроустановках

Горючими веществами и материалами в электроустановках являются в основном органические материалы - бумага, пряжа, ткани, резина, пластмассы, минеральное масло и др. Горение их обычно сопровождается значительным выделением дыма и газообразных продуктов разложения, часто имеет вид тления.

Минеральное масло (трансформаторное) и кабельные мастики горят коптящим пламенем со значительным выделением окиси углерода ОС, являющейся отравляющим газом.

Если горящая электроустановка почему-либо не отключена и находится под напряжением, то тушение ее представляет дополнительную опасность поражения персонала электрическим током. Поэтому, как правило, приступать к тушению пожара электроустановки можно только после снятия с нее напряжения. Если почему-либо напряжение снять быстро невозможно, а пожар быстро развивается, то допускается тушение пожара электрооборудования, находящегося под напряжением, но с соблюдением особых мер электробезопасности.

Для тушения пожара электрооборудования (маслонаполненных трансформаторов, электрических машин, кабельных линий, проложенных в туннелях, и др.) можно использовать воду (распыленную или компактной струей), воздушно-механическую пену, инертный газ, порошки и другие огнегасительные средства (закрывание очага горения кошмой, сухим песком и т. п.).

3.2 Расчет защитного зануления

Защитным заземлением называется заземление частей электроустановки с целью обеспечения электробезопасности. Оно служит для устранения опасности поражения током в случае прикосновения к корпусу электроустановки и другим нетоковедущим металлическим частям, оказавшимся под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам. Безопасность обеспечивается снижением напряжения прикосновения и шага путем уменьшения потенциала заземленного оборудования (за счет уменьшения сопротивления заземлителя), а также путем выравнивания потенциалов основания, на котором стоит человек, и заземленного оборудования.

Защитное заземление применяется в сетях напряжением до 1 кВ переменного тока - трехфазных трехпроводных с изолированной нейтралью, однофазных двухпроводных, изолированных от земли. В сетях постоянного тока двухпроводных с изолированной средней точкой обмоток источника тока. В сетях напряжением выше 1 кВ переменного и постоянного тока с любым режимом нейтрали или средней точки обмоток источников тока.

В качестве защитного заземления применяются заземляющие устройства следующих типов:

· выносное заземляющее устройство

· контурное заземляющее устройство

· очаговое заземляющее устройство

Зануление

Занулением в электроустановках напряжением до 1 кВ называется преднамеренное соединение частей электроустановки, нормально не находящихся под напряжением, с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока с глухозаземленной средней точкой источника в сетях постоянного тока.

Зануление предназначено для устранения опасности поражения током в случае прикосновения к корпусу электроустановки и другим металлическим нетоковедущим частям, оказавшимся под напряжением относительно земли вследствие замыкания на корпус и по другим причинам. Зануление превращает замыкание на корпус в однофазное КЗ, вызывая ток, способный обеспечить срабатывание защиты и автоматическое отключение поврежденной электроустановки от питающей сети. Кроме того, в аварийный период с момента

возникновения замыкания на корпус и до автоматического отключения поврежденной электроустановки от сети заземление корпусов через нулевой проводник снижает их напряжение относительно земли. Таким образом, зануление осуществляет два защитных действия быстрое автоматическое отключение поврежденной установки от питающей сети и снижение напряжения зануленных металлических нетоковедущих частей, оказавшихся под напряжением, относительно земли. Зануление используется в трехфазных четырехпроводных сетях до 1 кВ В с глухозаземленной нейтралью, т. е. сетях 220/127 В, 380/220 В, 660/380 В.

Защитное зануление двигателя

Провод проложен в трубе ГТ 3/4''.

Для защитного зануления используем газовую трубу и стальные полосы 40Ч4 мм2.

Выбираем предохранитель ПП 57-31, Iном=100 А, Iпл.вст=63 А.

Сопротивления всех элементов схемы:

Полное сопротивление провода:

Полное сопротивление сети:

Полное сопротивление цепи:

Ток замыкания:

Из условия , видно что 522 А>189 А. Следовательно, защитное заземление удовлетворяет требованиям безопасности.

4. Экономический раздел

Определение капиталовложений на сооружение сети

Капиталовложения на сооружение спроектированной сети определяются:

К = Ккл + Квыкл + Ктп + Кбк (4.1)

где Ккл - капиталовложения на сооружение кабельных линий, тыс.руб;

Квыкл - капиталовложения в ячейки КРУ с выключателями, тыс.руб;

Ктп - стоимость КТП, включая трансформатор, дополнительное оборудование и постоянную часть затрат, тыс.руб;

Кбк - стоимость конденсаторных батарей, тыс.руб.

где Ккл = Ко.L (4.2)

Ко - укрупненный показатель стоимости сооружения 1км линии, тыс.руб.

Капиталовложения в кабельные линии указанны в таблице 8.1.

Таблица 8.1 Капиталовложения на сооружение кабельных линий

№ линии	Назначение линии	Марка, сечение и количество кабелей	l, км	Стоимость 1км, т.р.	Кл, тыс. руб.
1	2	3	4	5	6
Линии 10 кВ
Л1	ГПП-ТП1,5	2хААШв(3*35)	140	178,6	50
Л2	ГПП-ТП2	2хААШв(3*25)	175	134,2	47
Л3	ГПП-ТП3	2хААШв(3*25)	205	134,2	55
Л4	ГПП-ТП4	1хААШв(3*25)	25	134,2	3,36
Л5	ТП1-ТП5	1хААШв(3*35)	15	178,6	2,68
1 кВ
Л6	ТП5-РП1	АВВГ(4*50)	18	113,6	2,04
Л7	ТП2-РП2	АВВГ(4*120)	18	239,4	4,31
Л8	ТП3-РП3	АВВГ(4*95)	11	213,8	2,35
Л9	ТП3-РП4	АВВГ(4*25)	22	98,7	2,17
Л10	ТП1-РП5	АВВГ(4*120)	30	239,4	7,18
Л11	ТП4-РП6	АВВГ(4*95)	15	213,8	3,21
Л12	ТП1-РП7	АВВГ(4*16)	14	86,2	1,21
Л13	ТП2-РП8	АВВГ(4*50)	44	113,6	5
Л14	ТП5-РП9	АВВГ(4*16)	16	86,2	1,38
			итого		137

Kкл=137000 руб.

Капиталовложение в КРУ 6 кВ.

Стоимость одной ячейки: 53400 руб.

Kвыкл=53,4.22=1174800 руб.

Капиталовложение в сооружение ТП 6 кВ.

Kтп= Kтп(630) (4.3)

Kтп(630)=360896 руб.;

Kтп= 9•Kтп(630)=9*360896=3248064.руб

Ктр=3248064 руб.,

Капиталовложение в конденсаторные батареи:

Кбкн=18.35=630000.руб.

Капиталовложения на сооружение спроектированной сети:

К =137000+1174800 +3248064+630000=7082361 руб.

Определение издержек на амортизацию и обслуживание

Необходимые затраты для эксплуатации энергетического оборудования сетей в течение года определяются по следующей формуле:

И=Икл+Итп+ И?W= (4.4)

где Ил, Ипс эксплуатационные расходы для линий и подстанции, руб./год;

И?W стоимость потерь электроэнергии, руб.год;

а.л, р.л, о.л ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ЛЭП в относительных единицах, 1/год;

а.пс, р.пс, о.пс ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание трансформаторной подстанции в относительных единицах, 1/год.

Ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание составляют:

Для кабельных линий кл = а.л+ р.л+ о.л= 0,063 [12 ]

Для подстанции пст = а.пс+ р.пс+ о.пс= 0,094 [12 ]

И?W= • W (4.5)

где стоимость потерь 1 кВт•ч электроэнергии, 0,8 коп/(кВт•ч);

W потери электроэнергии, кВт•ч.

W = 137 тыс.руб.

И?W=137•0,8=109,6 тыс.руб./год.

И=0,063•1546,817+0,094•214526+ 109,6=20372,49 тыс.руб./год

Определение затрат на сооружение сети

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант являются минимум приведенных затрат.

З= рнК+И

З=0,12•6228,62+20372,49=21119 тыс.руб.

Удельная себестоимость передачи электроэнергии по сети

Удельная стоимость электроэнергии будет определятся как:

С= И / Ррасч•Тгод (4.6)

С =20372,49 /24530,42•8760=0,94 руб./кВт.ч.

Экономический расчет электроэнергии и заработной платы бслуживающему электроперсоналу завода

Суммарный максимум нагрузки потребителей:

(МВт), (4.7)

МВт.[П2,24].

Годовой полезный отпуск электроэнергии:

(МВт·ч), (4.8)

Мвт·ч.

Потери мощности в электрической сети:

км,

кВА,

(кВт), (4.9)

кВт,

Ом/км, [6].

(кВт), (4.10)

кВт,

(кВт), (4.11)

МВт.

Годовые потери электроэнергии в электрической сети:

(МВт·ч) (4.12)

МВт·ч.

Годовое потребление электроэнергии:

(МВт·ч), (4.13)

МВт·ч.

Коэффициент полезного действия в режиме максимальных нагрузок:

, (4.14)

Коэффициент полезного действия средневзвешенный за год:

, (4.15)

Среднее значение коэффициента мощности по сети в режиме нагрузок:

, (4.16)

Организация обслуживания электрооборудования завода и определение количества обслуживающего персонала. Для данного завода выбирается круглосуточное дежурство - смена по 8 часов, пяти бригадка. Количество оперативного персонала - 4 человека в одной смене , ремонтного персонала - 60 человек. Из них 20 человек работают по 6 разряду и 60 человек - по 5 разряду.

Вводим договорную систему оплаты труда. Расчет производим по средней наработке часов 18 смен в месяц. Среднемесячный фонд рабочего времени 144 часа. Основная заработная плата рабочих:

по 6 разряду - 10 тыс.руб.,

по 5 разряду - 9 тыс.руб.

тыс.руб..

Дополнительная зарплата - премия 30 % от тарифной ставки:

тыс.руб..

Отчисления на социальное страхование с зарплаты:

(тыс.руб.), (4.17)

тыс.руб..

Таблица 8.2

№	Наименование статей калькуляции	Затраты. т.р./год
1	Основная ЗП производственных рабочих	740
2	Дополнительная ЗП производственных рабочих	222
3	Отчисления на соц. Страхование с ЗП производственных рабочих	351,13

5. Специальная часть дипломного проекта «Электропривод насоса»

Требования, предъявляемые к электроприводу насоса

Так как насос работает в длительном режиме, то и его электропривод должен быть рассчитан на работу большим числом часов в году. Нагрузка на валу

постоянная без перегрузок.

Центробежный насос является быстроходным механизмом с частотой вращения не менее 600 об/мин.

Наилучший способ регулирования - частотный, диапазон D=1:2, точность регулирования 3 %.

Для насоса характерна существенная зависимость момента М на валу от скорости .

- обеспечение заданного технологического процесса и требуемой производительности;

- обеспечение требуемых условий пуска и торможения (в том числе по величине ускорения) производственных механизмов, а при необходимости реверсирования и регулирования скорости;

- ограничение динамических и ударных перегрузок;

- принципы управления электроприводом (ручное, автоматическое, программное);

- требования по надежности, которые, как правило, отражаются в заданном времени на работу и отказ;

- требования по конструктивной защищенности электрооборудования, по условиям окружающей среды, по климатическому исполнению;

- экономические показатели, к которым следует относить не только минимальную стоимость электропривода, но и затраты на электроэнергию ;

- экологические требования (уровень шума, ограничение влияния электропривода на питающую сеть).

Применение регулируемого электропривода наиболее эффективно при условии автоматического поддержания технологических параметров (расхода, давления, температуры, и других параметров), что требует применения соответствующих систем автоматического регулирования.

-беспечить автоматическое поддержание технологического параметра давление в трубопроводе в диапазоне от 0,5 до1,2 МПа (5-12 кгс/см2);

- статическая ошибка регулирования не более 3 %;

- обеспечить плавный пуск насоса;

- электрооборудование размещается в помещении с искусственно регулируемыми климатическими условиями (в закрытом отапливаемом помещении);

- ограничение влияния электропривода на питающую сеть;

- отсутствие реверса;

- отсутствие торможения.

- пуск насоса обычно производят при закрытой задвижки

Анализ систем электропривода

В настоящее время все системы регулирования электропривода выполняются на основе силовых полупроводниковых преобразователей, построенных на основе управляемых полупроводниковых приборах. К тому же в настоящее время определился круг систем регулируемого электропривода, которые получили наибольшее распространения, и будут использоваться в ближайшие десятилетия :

короткозамкнутый асинхронный двигатель с питанием от полупроводникового преобразователя частоты ПЧ-АД;

двигатель постоянного тока с питанием от тиристорного или транзисторного преобразователя ТП-ДПТ;

асинхронный вентильный каскад на базе асинхронного двигателя с фазным ротором и тиристорного преобразователя АВК;

вентильный двигатель (бесщеточный двигатель постоянного тока с полупроводниковым коммутатором) на базе синхронной машины ВД.

Асинхронный электропривод с частотным регулированием скорости

Возможность частотного регулирования скорости асинхронного двигателя регулирование путем изменения частоты питающего напряжения вытекает из того обстоятельства, что скорость вращения электромагнитного поля статора пропорциональна частоте питающего напряжения 0=2 ·1/pn.

Следует также учесть, что поскольку с изменением частоты питающего напряжения изменяется и величина потока двигателя Ф1, Ф1 = Е1/k1 U1/k1, то в большинстве случаев одновременно с изменением частоты питающего напряжения необходимо регулировать и его величину, причем регулирование

напряжения следует производить таким образом, чтобы скольжение двигателя было минимальным.

Для реализации способа частотного регулирования асинхронный короткозамкнутый двигатель включается в питающую сеть через преобразователь частоты. В качестве преобразователей частоты в настоящее время используются, в основном, силовые полупроводниковые преобразователи частоты.

Двигатели постоянного тока с питанием от транзисторного преобразователя

Регулирование скорости двигателя постоянного тока независимого возбуждения может производиться тремя способами:

введением добавочного сопротивления в цепь якоря;

изменением тока возбуждения или магнитного потока двигателя;

изменением величины напряжения, питающего якорную цепь двигателя, при постоянном токе возбуждения.

Основным способом регулирования скорости двигателя постоянного тока независимого возбуждения является регулирование напряжения, подводимого к якорю двигателя. Основными достоинствами данного способа являются:

плавность регулирования;

отсутствие дополнительных потерь энергии при регулировании;

высокая жесткость механических характеристик.

Для того чтобы выполнить изменение напряжения подводимого к якорю двигателя, необходим управляемый выпрямитель, построенный на тиристорах или транзисторах.

Тиристорный преобразователь в схемах электропривода постоянного тока выполняет две функции: выпрямление переменного напряжения питающей сети и регулирование средней величины выпрямленного напряжения.

Асинхронные вентильные каскады на базе асинхронного двигателя

Регулирование скорости асинхронного двигателя в схемах вентильного каскада производится путем изменения скольжения двигателя при постоянной скорости вращения электромагнитного поля. Основная идея - полезное использование мощности скольжения, трансформируемой в цепь ротора. С этой целью в цепь ротора асинхронного фазного двигателя вводится добавочная э.д.с. Статорные обмотки двигателя непосредственно подключаются к питающей сети.

Трудность полезного использования энергии скольжения состоит в том, что э.д.с. ротора и ток ротора имеют переменную частоту, зависящую от скольжения двигателя 2=1s. В схемах вентильного каскада ток ротора асинхронного двигателя с фазным ротором выпрямляется посредством неуправляемого выпрямителя UD1, и уже в цепь выпрямленного тока ротора вводят добавочную противо э.д.с. постоянного тока - э.д.с. инвертора UD2. Трансформатор Т служит для согласования напряжения сети и напряжения ротора двигателя.

Вентильный двигатель

Под вентильным двигателем понимают систему регулируемого электропривода, состоящую из электродвигателя переменного тока, конструктивно подобного синхронной машине, вентильного преобразователя и устройства управления, обеспечивающий коммутацию цепей обмоток электродвигателя в зависимости от положения ротора двигателя. В этом смысле вентильный двигатель подобен двигателю постоянного тока, в котором посредством коллекторного коммутатора подключается тот виток обмотки якоря, который находится под полюсами возбуждения.

В вентильном двигателе щеточно-коллекторный коммутатор заменен бесконтактным коммутатором, выполненным на тиристорах или на транзисторах.

Исходя из этого, вентильный двигатель, который конструктивно выполняется на базе синхронной машины, часто называют бесконтактным двигателем постоянного тока. По управляемости вентильный двигатель также подобен двигателю постоянного тока его скорость регулируется изменением величины подводимого постоянного напряжения.

Выбор двигателя

В зависимости от нагрузочной диаграммы электродвигателя различают восемь режимов работы : S1…S8. Режимы S1…S3 являются основными. Их номинальные данные включаются в паспорт и каталоги на электродвигатель:

1. Продолжительный номинальный режим (S1) режим работы электродвигателя при неизменной нагрузке такой продолжительности, при которой превышение температуры электродвигателя достигает установившегося значения. Графики изменения момента М, потерь мощности Р и температуры 0, соответствующие режиму S1 , приведены на рисунке 5.1.

?Р

уст

Рисунок 5.1

2. Кратковременный номинальный режим (S2) - этот режим, в котором периоды нагрузки чередуются с периодами отключения двигателя. При этом за время работы двигателя превышение температуры не достигает установившегося значения, а при отключении все части электродвигателя охлаждаются до температуры окружающей среды. Режим характеризуется мощностью (моментом) и временем включения. Стандартная продолжительность рабочего периода составляет 10, 30, 60, 90 минут.

3. Повторно-кратковременный номинальный режим (S3) это режим, при котором кратковременные периоды нагрузки чередуются с периодами отключения двигателя, причем за время работы превышение температуры двигателя не достигает установившегося значения, а при отключении двигатель не успевает остыть до температуры окружающей среды. Режим (S3) характеризуется нагрузкой и продолжительностью включения (ПВ), стандартные значения ПВ, на которые рассчитываются и выпускаются электродвигатели, предназначенные для работы в режиме (S3), составляют 15, 25, 40 и 60%. Максимальная продолжительность цикла не должна превышать 10 минут.

4. Номинальные режимы S4…S8 введены для того, чтобы упростить задачу выбора электродвигателей, работающих в этих режимах. Здесь ограничимся лишь упоминанием этих режимов: повторно-кратковременный режим работы с частыми пусками - S4; повторно-кратковременный режим работы с частыми пусками и электрическим торможением S5; перемежающий режим работы S6, когда после периода работы электродвигатель не отключается, а продолжает работать в холостую (время цикла принимается 10 минут);

перемежающий режим работы с частыми реверсами S7; перемежающий режим работы с двумя и более скоростями S8.

В нашем случае электродвигатель работает в продолжительном номинальном режиме S1.

В паспортных данных двигателя указываются номинальная мощность Рн, скорость вращения n, напряжение Uн, ток Iн, соответствующие режиму S1.

Порядок выбора электродвигателя по мощности при продолжительном режимеS1

1. Определяется мощность производственного механизма Р, кВт [8], если нагрузка за время работы изменяется, то определяется эквивалентная мощность (момент или ток).

(5.1)

Где плотность среды, подаваемая насосом, кг/м3;

Q - производительность или расход, м3/с;

H напор, мм.вод.ст.;

КПД насоса, %.

2. По каталогу выбирается электродвигатель из условия:

Pдв>КзРр, (5.2)

где Pдв номинальная мощность электродвигателя по каталогу;

Кз = 1,05 ч 1,2 коэффициент запаса, учитывающий неточности расчета сил сопротивления.

3. Электродвигатель при необходимости проверяется на перегрузочную способность по условиям пуска:

Ммакс >Кз(Мс + Мд) (5.3)

где Мс, Мд - статический и динамический моменты сопротивления.

кВт

С учетом коэффициента запаса выбираем двигатель серии RA200LB2 [9],по степени защиты оболочки В3Г, способом охлаждения ICA0141двух полюсный.

Технические данные двигателя:

Рн = 37 кВт;

Sн = 0,9%;

= 92%;

Cosц = 0,88;

nн = 2940 об/мин;

n0 = 3000 об/мин;

Ммакс/Мн = 3,2;

Мп/Мн = 2,3;

Iп/Iн = 7,5;

IПРИ U=380 В =70 А;

J=0,140 кг•м2.

Выбор автоматического выключателя

Автоматические выключатели являются самыми распространёнными аппаратами защиты цепей и потребителей от аварийных режимов[4]. Они также предназначены для нечастых включений и отключений токов нагрузки (номинальных токов).

Автоматические выключатели выбираются прежде всего по номинальным значениям напряжения и тока. Затем выбираются токи уставки теплового и электромагнитного расцепителей .

Тепловой расцепитель автомата защищает электроустановку от длительной перегрузки по току. Ток уставки теплового расцепителя IТР,А принимается равным на 15-20% большего рабочего тока:

IТР=(1,15ч1,2)IР , А (5.4)

где IР = IН = 70 (А), - рабочий ток электроустановки;

IТР = 1,2•70 = 84 А

IП =kI • Iном.дв. = 5• 73,1=365,5 А

Iуд.П =1,3••365,5=671,9 А

Электромагнитный расцепитель автомата защищает электроустановку от коротких замыканий. Ток уставки электромагнитного расцепителя определяется из следующих соображений: автомат не должен срабатывать от пусковых токов двигателя электроустановки IП, А, а ток срабатывания электромагнитного расцепителя IЭМР, А, выбирается кратным току срабатывания теплового расцепителя:

IЭМР=КIТР,А (5.5)

где К = 5 ч 10 - коэффициент кратности тока срабатывания электромагнитного расцепителя;

IЭМР = 5•84 = 420 А

Выбираем автоматический воздушный выключатель серии А3000 тип автомата А3130:

Номинальное напряжение UНОМ. = 380 В;

Номинальный ток Iном = 100 А;

Ток уставки IУСТ. = 15 ч 100 А;

Предельный ток отключения IПР. = 2,5 ч 10 кА.

Список используемой литературы

1 Электротехнический справочник. В 4-х томах/ Под общ. ред. профессоров МЭИ. 8-е изд. М.: изд-во МЭИ, 2001.

2 Федоров А. А., Старков Л. Е.. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1987.

3 Крючков И. П. и др. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования/ Под ред. Б. Н. Неклепаева 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергия, 1978.

4 Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн./ Под общ. ред. А. А. Федорова и Г. В. Сербиновского. М.: Энергия, 1974.

5 Правила устройства электроустановок. 6-е изд., перераб. и дополн., с измен. М.: Главгосэнергонадзор России, 1998.

6 Справочник по проектированию электроэнергетических систем./ Под ред. С. С. Рокотяна и И. Г. Шапиро. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1985.

7 Конюхова Е. А. Электроснабжение объектов. М.: Изд-во «Мастерство»; Высшая школа, 2001.

8 Солуянов Ю.И. Повышение эффективности защитных мер электробезопасности электроустановок промышленных предприятий: Учеб. пособие. Казань: КГЭУ, 2004 .

9 Шеховцов В.П. Расчет и проектирование схем электроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирования.-М.;ФОРУМ,2003.

10 Сидоренко С.Р., Денисова Н.В. Проектирование осветительных установок: Учеб. пособие. Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2