Проектирование внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия
Ведомость электрических нагрузок по собственным нуждам. Определение расчетных электрических нагрузок по объектам СН подстанции. Определение рационального напряжения. Цеховое электроснабжение, освещение производственных помещений. Техника безопасности.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 09.06.2010 |
| Размер файла | 345,2 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Проектирование внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия
Ведомость электрических нагрузок по собственным нуждам
|
№ |
Наименование |
Руст, кВт |
Категория |
|
|
1 |
Цех №1 |
400 |
||
|
2 |
Цех№3 |
500 |
||
|
3 |
Маслохозяйство |
100 |
||
|
4 |
Насосная |
50 |
||
|
5 |
Склад |
22 |
||
|
6 |
Испытательная станция |
30 |
||
|
7 |
Точное литье |
500 |
||
|
8 |
Кузнечно-прессовочный цех |
450 |
||
|
9 |
Цех №4( гальванический) |
400 |
||
|
10 |
Компрессорная |
200 |
||
|
11 |
100 |
|||
|
12 |
Гараж |
20 |
||
|
13 |
Столовая |
15 |
||
|
14 |
Административно- бытовой корпус |
30 |
||
|
15 |
Столярная мастерская |
50 |
||
|
16 |
Проходная |
10 |
||
|
17 |
Склад |
15 |
1.1 Определение расчетных электрических нагрузок по объектам СН подстанции
Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.
Расчет приведем на примере объекта №1 (ГЩУ):
Номинальная мощность: Pн=400 кВт
Коэффициент спроса: Кс=0,85
cosц=0.8, tgц=0.75
Расчетная активная нагрузка:
= (1.1)
Расчетная реактивная нагрузка:
(1.2)
Рр=0,85*400=340 (кВт)
Qp=340*0,75=255 (кВар)
Полная расчетная нагрузка:
(1.3)
(1.4)
(1.5)
(1.6)
где Pp.o.-расчетная осветительная нагрузка;
Рн.о.-номинальная мощность освещения;
Кс.о.-коэффициент спроса на освещение;
Руд -удельная мощность освещения[3];
F -площадь цеха.
Рн.о=25*897=22500 (Вт)=22,5 кВт
Pp.o.=22,5*0,9=20,25 (кВт)
Pp?=340+20,25=360,25 (кВт)
Qp?=Qp
реактивная нагрузка освещения не рассчитывается.
Qp?=265 кВар
(кВА)
Значения расчетных нагрузок по всем объектам собственных нужд заносятся в таблицу №1.1.1
|
№ |
Наименование |
Силовая нагрузка |
Осветительная нагрузка |
Расчетная нагрузка |
|||||||||||
|
Рном, кВт |
Кс |
Cosц/ Tgц |
Рр,кВт |
Qp,кВар |
F,м2 |
Руд, Вт/м2 |
Рн.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 |
|
|
1 |
Цех№1 |
400 |
0,85 |
0,8/0,75 |
340 |
255 |
897 |
25 |
22,5 |
0,9 |
20,25 |
360,25 |
255 |
441,4 |
|
|
2 |
Цех №3 |
500 |
0,8 |
0,8/0,75 |
400 |
300 |
604 |
20 |
12,08 |
0,75 |
9,06 |
409,06 |
300 |
507,3 |
|
|
3 |
Маслохозяйство |
100 |
0,7 |
0,75/0,88 |
70 |
61,6 |
168 |
14 |
2,36 |
0,7 |
1,65 |
71,65 |
61,6 |
94,5 |
|
|
4 |
Насосная |
50 |
0,7 |
0,75/0,88 |
35 |
30,8 |
168 |
14 |
2,36 |
0,7 |
1,65 |
36,65 |
30,8 |
47,9 |
|
|
5 |
Склад |
22 |
0,7 |
0,75/0,88 |
15,4 |
13,6 |
49 |
14 |
0,7 |
0,7 |
0,49 |
15,89 |
13,6 |
20,9 |
|
|
6 |
Испытательная станция |
30 |
0,65 |
0,7/1,02 |
19,5 |
19,89 |
16 |
12 |
0,19 |
0,75 |
0,14 |
19,64 |
19,89 |
27,9 |
|
|
7 |
Цех №2(точное литье) |
500 |
0,75 |
0,8/0,75 |
375 |
281,25 |
111 |
15 |
1,67 |
0,8 |
1,36 |
376,36 |
281,25 |
469,8 |
|
|
8 |
Кузнечно-прессовочный цех |
450 |
0,8 |
0,8/0,75 |
360 |
270 |
122 |
16 |
1,95 |
0,8 |
1,56 |
361,56 |
270 |
451,25 |
|
|
9 |
Цех №4 (гальванический) |
400 |
0,7 |
0,75/0,88 |
280 |
246,4 |
122 |
15 |
1,84 |
0,75 |
1,38 |
281,4 |
246,4 |
374 |
|
|
10 |
Компрессорная |
200 |
0,7 |
0,75/0,88 |
140 |
123,2 |
122 |
15 |
1,84 |
0,75 |
1,38 |
141,38 |
123,2 |
187,5 |
|
|
11 |
Здание вспомогательного назначения |
100 |
0,7 |
0,8/0,75 |
70 |
52,5 |
472 |
20 |
9,44 |
0,85 |
8,02 |
78,02 |
52,5 |
94 |
|
|
12 |
Гараж |
20 |
0,6 |
0,8/0,75 |
12 |
9 |
314 |
10 |
3,14 |
0,6 |
1,88 |
13,88 |
9 |
16,5 |
|
|
13 |
Столовая |
15 |
0,6 |
0,8/0,75 |
9 |
6,75 |
180 |
10 |
1,8 |
0,6 |
1,08 |
10,08 |
6,75 |
12,2 |
|
|
14 |
Административно-бытовой корпус |
30 |
0,8 |
0,75/0,88 |
24 |
21,2 |
298 |
14 |
4,2 |
0,6 |
2,52 |
26,52 |
21,2 |
34 |
|
|
15 |
Столярная мастерская |
50 |
0,75 |
0,7/1,02 |
37,5 |
38,3 |
336,4 |
20 |
6,74 |
0,85 |
5,73 |
43,23 |
38,2 |
57,7 |
|
|
16 |
Проходная |
10 |
0,7 |
0,8/0,75 |
7 |
5,25 |
24 |
15 |
0,36 |
0,8 |
0,3 |
7,3 |
5,25 |
8,9 |
|
|
17 |
Склад |
15 |
0,5 |
0,6/1,3 |
7,5 |
9,75 |
165 |
10 |
1,65 |
0,6 |
0,99 |
8,5 |
9,75 |
12,9 |
|
|
Итого до 1000 В |
2892 |
- |
- |
2201,9 |
1744,5 |
4168,4 |
- |
74,82 |
- |
59,44 |
2261,4 |
1744,5 |
2858,65 |
||
|
Осветительная нагрузка |
- |
- |
- |
- |
- |
174856,6 |
2 |
349,7 |
1 |
349,7 |
- |
- |
- |
||
|
Итого по СН |
2892 |
- |
- |
2201,9 |
1744,5 |
- |
- |
424,52 |
- |
409,14 |
2611,04 |
1744,5 |
3140,2 |
1.2 Определение расчетной мощности по собственным нуждам в целом с учетом компенсирующего устройства
?Рр?=2261,4 кВт
?Qр?=1744,5 кВар
?Sр?=2858,65 кВА
Потери в трансформаторах КТП:
?Ртц=0,02* Sр? (1.7)
?Qтц=0,1* Sр? (1.8)
?Ртц=0,02*2858,65=58,2 (кВт)
?Qтц=0,1*2858,65=285,865 (кВар)
Расчет нагрузки данной ступени:
. (1.9)
(1.10)
где Рр осв.тер.- осветительная нагрузка открытой территории.
Рр=2261,4+58,2+349,7=2669,3 (кВт)
Qp=1744,5+285,865=2030,4 (кВар)
Расчет нагрузки компенсирующего устройства:
(1.11)
где tgцном- номинальный коэффициент реактивной мощности.
Среднегодовая мощность работы предприятия:
(1.12)
где Тма=6000 ч.- число часов использования максимума активной нагрузки[3]
Тг=6400 ч.-годовое число работы предприятия[3]
Рсг=2669,3*6000/6400=2502,5 (кВт)
(1.13)
Qky=2502,5(0,76-0,33)=1076,1 (кВар)
Выбираем стандартные КУ:
2*УКЛ-10,5-450 93[1]
Потери мощности КУ:
?Рку=0,002*Qкуст. (1.14)
?Рку=0,002*900=1,2 (кВт)
Расчет нагрузки на шинах ЦРП:
(1.15)
(1.16)
Ррцрп=2669,3+1,8=2671,1 (кВт)
Qрцрп=2030,4-900=1130,4 (кВар)
Расчетная нагрузка предприятия на этой ступени (питающие линии) с учетом разновременности максимума:
(1.17)
где Кр.м- коэффициент разновременности максимумов нагрузки по активной мощности (Кр.м<1) [3]
(кВА)
1.3 Определение рационального напряжения
Расчетная нагрузка СН Sp=2.76 МВА. В распределительных сетях промышленных предприятиях для питания используют напряжение 6,10 кВ. Напряжение 10 кВ целесообразнее, так как источник питания работает на этом напряжении.
В сложившейся ситуации будет нецелесообразно и неэкономично использовать схему электроснабжения с главной понизительной подстанцией (ГПП). Целесообразно использовать схему с одним приемным пунктом электроэнергии - главный распределительный пункт. (ГРП или ЦРП).
1.4 Картограмма электрических нагрузок и определение центра электрических нагрузок, выбор места расположения ЦРП и ЦТП
С целью определения места расположения ЦРП, а также цеховых ТП при проектировании строят картограмму электрических нагрузок. Картограмма представляет собой размещение на генеральном плане предприятия (или цеха) окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам.
Радиусы окружностей картограммы:
(1.18)
где Ррi-расчетная активная нагрузка i-го цеха
m- принятый масштаб для определения площади круга [1].
Расчет составляющих картограммы электрических нагрузок на примере расчета по ТМХ (здание №2).Вводим систему координат XOY. Делим площадь здания на два прямоугольника, находим центры этих фигур.
F1=274,95 м2 F2=392,9 м2
х1 =194 м х2=214 м
у1=190 м у2=189 м
Определим центр здания [1]:
(1.19)
(1.20)
(м)
(м)
ЦЭМ здания ТМХ имеет координаты (204,8;189,5) м. Расчет по всем потребителям СН сводится в таблице №1.4.1.
Выделим сектор осветительной нагрузки (радиус окружностей и угол нагрузки) на примере ТМХ:
(о.е.)
(1.21)
Определим ЦЭН по предприятию в целом:
ЦЭН предприятия > (208;172,8) м.
Таблица №1.4.1.
|
№ |
Координаты центров |
Fi, м2 |
Pi, кВт |
?Pi*xi |
?Pi*yi |
ri (о.е.) |
б0 |
Рр.ав, кВт |
||
|
xi, м |
yi, м |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
1 |
104,5 |
192,5 |
897 |
360,25 |
37646,125 |
69348,125 |
3,4 |
20,08 |
20,25 |
|
|
2 |
204,8 |
189,5 |
604 |
409,06 |
83775,5 |
77516,9 |
3,6 |
8,01 |
9,06 |
|
|
3 |
149 |
418 |
168 |
71,65 |
10675,85 |
29949,7 |
1,5 |
8,4 |
1,65 |
|
|
4 |
149 |
304 |
168 |
36,65 |
5460,85 |
111441,6 |
1,1 |
15,6 |
1,65 |
|
|
5 |
146 |
192,5 |
49 |
15,89 |
2319,94 |
3058,8 |
0,7 |
11,5 |
0,49 |
|
|
6 |
123 |
189 |
16 |
19,64 |
2415,7 |
3711,96 |
0,8 |
2,5 |
0,14 |
|
|
7 |
68 |
195 |
11 |
376,36 |
25592,5 |
73390,2 |
3,5 |
1,25 |
1,36 |
|
|
8 |
279 |
191 |
122 |
361,56 |
100875,24 |
69057,96 |
3,4 |
1,55 |
1,56 |
|
|
9 |
369 |
50 |
122 |
281,4 |
103836,6 |
14070 |
2,3 |
2,9 |
1,38 |
|
|
10 |
384 |
5 |
122 |
141,38 |
54289,9 |
706,9 |
2,12 |
3,5 |
1,38 |
|
|
11 |
302 |
150 |
472 |
78,02 |
23562,04 |
11703 |
1,6 |
35,9 |
8,02 |
|
|
12 |
40 |
195 |
314 |
13,88 |
555,2 |
2706,6 |
0,66 |
49,5 |
1,88 |
|
|
13 |
277 |
106 |
180 |
10,08 |
2792,2 |
1068,5 |
0,56 |
39,5 |
1,08 |
|
|
14 |
279 |
155 |
298 |
26,52 |
7399,08 |
4110,6 |
0,9 |
35,67 |
2,52 |
|
|
15 |
116 |
413 |
336,4 |
43,23 |
5014,68 |
17853,9 |
1,2 |
45,6 |
5,73 |
|
|
16 |
304 |
82 |
24 |
7,3 |
2219,2 |
598,6 |
0,48 |
14,9 |
0,3 |
|
|
17 |
230 |
94 |
165 |
8,5 |
1955 |
799 |
0,52 |
41,9 |
0,99 |
?Pi=2261,4 кВт
?Pi*xi=470385,605 кВт
?Pi*yi=390792,345 кВт
1.5 Выбор количества и мощности ЦТП по удельной плотности нагрузок
Удельная плотность нагрузок у утверждает экономическую целесообразность выбранного трансформатора ЦТП:
(1.22)
а) у< 0,2 кВА/м2 - принимаются трансформаторы до 1000 кВА включительно;
б) 0,2<у<0.3 кВА/м2 - трансформаторы 1600 кВА;
в) у?0,3 кВА/м2 - трансформаторы 1600 или 2500 кВА.
Трансформаторы, применяемые на цеховых трансформаторных подстанциях (ЦТП): 100;160;250;400;630;1000;1600 и 2500 кВА.
Цех №1:
у=441,4/897=0,49 (кВА/м2) - 1600 или 2500 кВт.
Расчеты по другим потребителям производятся аналогично, полученные значения сводятся в таблицу №1.5.1.
Таблица №1.5.1
|
№ |
Наименование |
Рр, кВт |
Qр, кВар |
Sр, кВА |
F, м2 |
у, кВА/м2 |
Количество мощность трансформаторов |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
1 |
Цех№1 |
360,25 |
255 |
441,4 |
897 |
0,49 |
2*400 |
|
|
2 |
Цех №3 |
409,06 |
300 |
507,3 |
604 |
0,8 |
2*400 |
|
|
3 |
Маслохозяйство |
71,65 |
61,6 |
94,5 |
168 |
0,56 |
2*100 |
|
|
4 |
Насосная |
36,65 |
30,8 |
47,9 |
168 |
0,28 |
1*100 |
|
|
5 |
Склад |
15,89 |
13,6 |
20,9 |
49 |
0,42 |
1*100 |
|
|
6 |
Испытательная станция |
19,64 |
19,89 |
27,9 |
16 |
1,7 |
1*100 |
|
|
7 |
Цех №2(точное литье) |
376,36 |
281,25 |
469,8 |
111 |
4,2 |
2*400 |
|
|
8 |
Кузнечно-прессовочный цех |
361,56 |
270 |
451,25 |
122 |
3,6 |
2*400 |
|
|
9 |
Цех №4 (гальванический) |
281,4 |
246,4 |
374 |
122 |
3,1 |
2*250 |
|
|
10 |
Компрессорная |
141,38 |
123,2 |
187,5 |
122 |
1,5 |
2*160 |
|
|
11 |
Здание вспомогательного назначения |
78,02 |
52,5 |
94 |
472 |
0,19 |
1*160 |
|
|
12 |
Гараж |
13,88 |
9 |
16,5 |
314 |
0,05 |
- |
|
|
13 |
Столовая |
10,08 |
6,75 |
12,2 |
180 |
0,07 |
- |
|
|
14 |
Административно-бытовой корпус |
26,52 |
21,2 |
34 |
298 |
0,11 |
1*100 |
|
|
15 |
Столярная мастерская |
43,23 |
38,3 |
57,7 |
336,4 |
0,17 |
1*100 |
|
|
16 |
Проходная |
7,3 |
5,25 |
8,9 |
24 |
0,37 |
1*100 |
|
|
17 |
Склад |
8,5 |
9,75 |
12,9 |
165 |
0,078 |
- |
Далее составляем три варианта распределительных сетей (таблица №1.5.2)
|
Пункт питания |
Потребители |
Место расположения |
Qр, кВар |
Рр, кВт |
tgц |
Qрк, кВар |
Qкуст, кВар |
Sр, кВА |
N*Sнт |
Кзн |
Кзав |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
|
Вариант №1 |
||||||||||||
|
ТП 1 |
3,4,15 |
4 |
130,7 |
151,53 |
0,86 |
80,3 |
2*37,5 |
161,44 |
2*160 |
0,5 |
1,0 |
|
|
ТП 2 |
1,5,6 |
1 |
288,49 |
395,78 |
0,73 |
158,3 |
2*75 |
419,3 |
2*400 |
0,52 |
1,04 |
|
|
ТП 3 |
2,17 |
2 |
309,75 |
417,56 |
0,74 |
171,2 |
2*75 |
447,1 |
2*400 |
0,56 |
1,12 |
|
|
ТП 4 |
8,11,13,14,16 |
11 |
355,7 |
483,48 |
0,74 |
198,2 |
2*100 |
507,9 |
2*400 |
0,63 |
1,26 |
|
|
ТП 5 |
7,12 |
7 |
290,25 |
390,24 |
0,74 |
160 |
2*75 |
414,7 |
2*400 |
0,52 |
1,04 |
|
|
ТП 6 |
9,10 |
9 |
369,2 |
422,78 |
0,87 |
228,3 |
2*100 |
455,4 |
2*400 |
0,57 |
1,14 |
|
|
Вариант №2 |
||||||||||||
|
ТП 1 |
7,12 |
7 |
290,25 |
390,24 |
0,74 |
160 |
2*75 |
414,7 |
2*400 |
0,52 |
1,04 |
|
|
ТП 2 |
1,3,4,5,6,15 |
1 |
419,19 |
547,31 |
0,76 |
235 |
2*100 |
589,6 |
2*630 |
0,47 |
0,94 |
|
|
ТП 3 |
2,13,16,17 |
2 |
321,75 |
434,94 |
0,74 |
178,3 |
2*75 |
467,62 |
2*400 |
0,58 |
1,16 |
|
|
ТП 4 |
8,11,14 |
8 |
343,7 |
466,1 |
0,74 |
191,1 |
2*100 |
487,7 |
2*400 |
0,6 |
1,2 |
|
|
ТП 5 |
9,10 |
9 |
369,2 |
422,78 |
0,87 |
228,3 |
2*100 |
455,4 |
2*400 |
0,57 |
1,14 |
|
|
Вариант №3 |
||||||||||||
|
ТП 1 |
3,4,15 |
4 |
130,7 |
151,53 |
0,86 |
80,3 |
2*37,5 |
161,44 |
2*160 |
0,5 |
1,0 |
|
|
ТП 2 |
1,5,6 |
1 |
288,49 |
395,78 |
0,73 |
158,3 |
2*75 |
419,3 |
2*400 |
0,52 |
1,04 |
|
|
ТП 3 |
2,13,14,16,17 |
2 |
342,95 |
461,46 |
0,74 |
189,2 |
2*75 |
500,2 |
2*400 |
0,62 |
1,22 |
|
|
ТП 4 |
8,11 |
8 |
322,5 |
439,58 |
0,73 |
175,8 |
2*75 |
472,2 |
2*400 |
0,59 |
1,18 |
|
|
ТП 5 |
7,12 |
7 |
290,25 |
390,24 |
0,74 |
160 |
2*75 |
414,7 |
2*400 |
0,52 |
1,04 |
|
|
ТП 6 |
9,10 |
9 |
369,2 |
422,78 |
0,87 |
228,3 |
2*100 |
455,4 |
2*400 |
0,57 |
1,14 |
1.6 Потери мощности в трансформаторах ЦТП
(1.24)
(1.25)
где ?Рхх, ?Ркз- потери мощности холостого хода и короткого замыкания одного трансформатора [2].
Кз- коэффициент загрузки (фактическое значение).
Так как все ЦТП двухтрансформаторные, то
?Р2т=2*?Рт (1.28)
?Q2т=2*?Qт (1.27)
Расчетная активная нагрузка:
(1.28)
Расчетная реактивная нагрузка:
Q/р=Qр+?Q2т (1.29)
где Qр= Qр-Qку.ст.
Полная мощность:
Расчеты сводятся в таблицу №1.6.1.
|
№ ЦТП |
Число и мощность трансформаторов |
Кз/К2з |
Потери трансформатора |
?Р2т, кВт |
?Q2т, кВар |
Р/р, кВт |
Q/р,кВар |
S/р, кВА |
||||
|
Рхх, кВт |
Ркз, кВт |
Ixx % |
Uкз % |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
|
Вариант №1 |
||||||||||||
|
1 |
2*160 |
0,5/0,25 |
0,42 |
1,97 |
2,6 |
5,5 |
1,8 |
12,72 |
153,33 |
68,42 |
167,9 |
|
|
2 |
2*400 |
0,52/0,27 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
4,8 |
30,28 |
400,58 |
168,77 |
434,68 |
|
|
3 |
2*400 |
0,56/0,31 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
5,2 |
32,04 |
422,76 |
191,79 |
464,23 |
|
|
4 |
2*400 |
0,63/0,4 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
6,24 |
36 |
489,72 |
191,7 |
525,9 |
|
|
5 |
2*400 |
0,52/0,27 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
4,8 |
30,28 |
395,04 |
170,53 |
430,3 |
|
|
6 |
2*400 |
0,57/0,32 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
5,36 |
32,48 |
428,14 |
251,68 |
496,6 |
|
|
Вариант №2 |
||||||||||||
|
1 |
2*400 |
0,52/0,27 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
4,8 |
30,28 |
395,04 |
170,53 |
430,3 |
|
|
2 |
2*630 |
0,47/0,22 |
1,42 |
7,6 |
2 |
5,5 |
6,18 |
40,44 |
553,49 |
259,63 |
611,36 |
|
|
3 |
2*400 |
0,58/0,34 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
5,58 |
33,36 |
440,52 |
205,11 |
485,93 |
|
|
4 |
2*400 |
0,6/0,36 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
5,8 |
34,24 |
471,9 |
177,94 |
504,3 |
|
|
5 |
2*400 |
0,57/0,32 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
5,36 |
32,48 |
428,14 |
251,68 |
496,6 |
|
|
Вариант №3 |
||||||||||||
|
1 |
2*160 |
0,5/0,25 |
0,42 |
1,97 |
2,6 |
5,5 |
1,8 |
12,72 |
153,33 |
68,42 |
167,9 |
|
|
2 |
2*400 |
0,52/0,27 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
4,8 |
30,28 |
400,58 |
168,77 |
434,68 |
|
|
3 |
2*400 |
0,62/0,38 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
6,02 |
35,12 |
467,48 |
191,79 |
520,15 |
|
|
4 |
2*400 |
0,59/0,35 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
5,68 |
33,8 |
445,26 |
191,7 |
490,73 |
|
|
5 |
2*400 |
0,52/0,27 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
4,8 |
30,28 |
395,04 |
170,53 |
430,3 |
|
|
6 |
2*400 |
0,57/0,32 |
0,92 |
5,5 |
2,3 |
5,5 |
5,36 |
32,48 |
428,14 |
251,68 |
496,6 |
1.7 Расчет распределительной сети
Рабочий ток в линии:
(1.30)
Напряжение в сети 10 кВ и 0,4 кВ.
Расчеты сводятся в таблицу №1.7.1.
Таблица №1.7.1
|
Наименование линии |
Назначение линии |
Расчетные мощности |
Ip, А |
l, км |
Способ прокладки кабеля |
|||
|
Рр, кВт |
Qр, кВар |
Sр, кВА |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
Вариант №1 |
||||||||
|
Л1 |
ГРП-ТП1 |
153,33 |
68,42 |
167,9 |
9,7 |
0,112 |
Канал |
|
|
Л2 |
ГРП-ТП2 |
400,58 |
168,77 |
434,68 |
23,13 |
0,13 |
Канал-траншея |
|
|
Л3 |
ГРП-ТП3 |
422,76 |
191,79 |
464,23 |
26,83 |
0,057 |
Канал-траншея |
|
|
Л4 |
ТП3- ТП4 |
489,72 |
191,7 |
525,9 |
30,4 |
0,06 |
Траншея |
|
|
Л5 |
ТП2- ТП5 |
395,04 |
170,53 |
430,3 |
24,9 |
0,055 |
Траншея |
|
|
Л6 |
ТП4-ТП6 |
428,14 |
251,68 |
496,6 |
28,7 |
0,202 |
Траншея |
|
|
Л7 |
ТП1-СП1 |
71,65 |
61,6 |
94,5 |
136,56 |
0,112 |
Канал |
|
|
Л8 |
СП1-СП2 |
43,23 |
38,3 |
57,7 |
83,38 |
0,022 |
Канал |
|
|
Л9 |
ТП2-СП3 |
19,64 |
19,89 |
27,9 |
40,32 |
0,03 |
Траншея |
|
|
Л10 |
СП3-СП4 |
15,89 |
13,6 |
20,9 |
30,2 |
0,019 |
Траншея |
|
|
Л11 |
ТП5-СП10 |
13,88 |
9 |
16,5 |
23,8 |
0,02 |
Траншея |
|
|
Л12 |
ТП3-СП5 |
8,5 |
9,75 |
12,9 |
18,64 |
0,105 |
Траншея |
|
|
Л13 |
ТП4-СП6 |
78,02 |
52,5 |
94 |
135,84 |
0,054 |
Траншея |
|
|
Л14 |
СП6-СП7 |
26,52 |
21,2 |
34 |
49,13 |
0,01 |
Траншея |
|
|
Л15 |
СП6-СП8 |
10,08 |
6,75 |
12,2 |
17,63 |
0,054 |
Траншея |
|
|
Л16 |
СП8-СП9 |
7,3 |
5,25 |
8,9 |
12,9 |
0,033 |
Траншея |
|
|
Л17 |
ТП6-СП11 |
141,38 |
123,2 |
187,5 |
270,95 |
0,05 |
Траншея |
|
|
Вариант №2 |
||||||||
|
Л1 |
ГРП-ТП2 |
553,49 |
259,63 |
611,36 |
35,34 |
0,13 |
Канал-траншея |
|
|
Л2 |
ТП2-ТП1 |
395,04 |
170,53 |
430,3 |
24,9 |
0,055 |
Траншея |
|
|
Л3 |
ГРП-ТП3 |
440,52 |
205,11 |
485,93 |
28,09 |
0,062 |
Канал-траншея |
|
|
Л4 |
ГРП-ТП4 |
471,9 |
177,94 |
504,3 |
29,15 |
0,11 |
Канал-траншея |
|
|
Л5 |
ТП4-ТП5 |
428,14 |
251,68 |
496,6 |
28,7 |
0,195 |
Траншея |
|
|
Л6 |
ТП2-СП2 |
36,65 |
30,8 |
47,9 |
69,22 |
0,125 |
Траншея-канал |
|
|
Л7 |
СП2-СП3 |
71,65 |
61,6 |
94,5 |
136,56 |
0,112 |
Канал |
|
|
Л8 |
СП3-СП4 |
43,23 |
38,3 |
57,7 |
83,38 |
0,022 |
Канал |
|
|
Л9 |
ТП2-СП5 |
19,64 |
19,89 |
27,9 |
40,32 |
0,03 |
Траншея |
|
|
Л10 |
СП5-СП6 |
15,89 |
13,6 |
20,9 |
30,2 |
0,019 |
Траншея |
|
|
Л11 |
ТП3-СП7 |
8,5 |
9,75 |
12,9 |
18,64 |
0,117 |
Траншея |
|
|
Л12 |
СП7-СП8 |
10,08 |
6,75 |
12,2 |
17,63 |
0,045 |
Траншея |
|
|
Л13 |
СП8-СП9 |
7,3 |
5,25 |
8,9 |
12,9 |
0,03 |
Траншея |
|
|
Л14 |
ТП1-СП1 |
13,88 |
9 |
16,5 |
23,8 |
0,015 |
Траншея |
|
|
Л15 |
ТП5-СП12 |
141,38 |
123,3 |
187,5 |
270,95 |
0,052 |
Траншея |
|
|
Л16 |
ТП4-СП10 |
78,02 |
52,5 |
94 |
135,84 |
0,057 |
Траншея |
|
|
Л17 |
СП10-СП11 |
26,52 |
21,2 |
34 |
49,13 |
0,01 |
Траншея |
|
|
Вариант №3 |
||||||||
|
Л1 |
ГРП-ТП1 |
153,33 |
68,42 |
167,9 |
9,7 |
0,112 |
Канал |
|
|
Л2 |
ГРП-ТП2 |
400,58 |
168,77 |
434,68 |
25,13 |
0,12 |
Канал-траншея |
|
|
Л3 |
ГРП-ТП3 |
467,48 |
228,07 |
520,15 |
30,07 |
0,057 |
Канал-траншея |
|
|
Л4 |
ТП3-ТП4 |
445,26 |
206,3 |
490,73 |
28,36 |
0,06 |
Траншея |
|
|
Л5 |
ТП2-ТП5 |
395,04 |
170,53 |
430,3 |
24,9 |
0,055 |
Траншея |
|
|
Л6 |
ТП4-ТП6 |
428,68 |
251,68 |
496,6 |
28,7 |
0,202 |
Траншея |
|
|
Л7 |
ТП1-СП1 |
71,65 |
61,6 |
94,5 |
136,56 |
0,112 |
Канал |
|
|
Л8 |
СП1-СП2 |
43,23 |
38,3 |
57,7 |
83,38 |
0,022 |
Канал |
|
|
Л9 |
ТП2-СП3 |
19,64 |
19,89 |
27,9 |
40,32 |
0,03 |
Траншея |
|
|
Л10 |
СП3-СП4 |
15,89 |
13,6 |
20,9 |
30,2 |
0,019 |
Траншея |
|
|
Л11 |
ТП3-СП5 |
26,52 |
21,2 |
34 |
49,13 |
0,082 |
Траншея |
|
|
Л12 |
ТП4-СП8 |
78,02 |
52,5 |
94 |
135,84 |
0,054 |
Траншея |
|
|
Л13 |
СП5-СП10 |
10,08 |
6,75 |
12,2 |
17,63 |
0,048 |
Траншея |
|
|
Л14 |
СП10-СП9 |
7,3 |
5,25 |
8,9 |
12,9 |
0,047 |
Траншея |
|
|
Л15 |
СП10-СП7 |
8,5 |
9,75 |
12,9 |
18,64 |
0,04 |
Траншея |
|
|
Л16 |
ТП6-СП11 |
141,38 |
123,2 |
187,5 |
270,95 |
0,05 |
Траншея |
|
|
Л17 |
ТП5-СП6 |
13,88 |
9 |
16,5 |
23,8 |
0,02 |
Траншея |
1.8 Выбор марки и сечения кабеля
Пример расчета: вариант 1, 10 кВ, линия 1 ГРП-ТП1.
(1.31)
(1.32)
а) выбор кабеля по нагреву[1]:
(1.33)
где К1-поправочный коэффициент, который зависит от прокладки кабеля (определяет допустимую перегрузку кабеля), К1=1-1,5[3];
К2-учитывает количество рядом лежащих кабелей (снижает допустимую перегрузку) К2?1 [3].
(А)
выбираем кабель типа ААШВ 3*16 мм2, Iдоп=75 А
б) выбор кабеля по экономической плотности тока [1]:
(1.34)
где Iд.н.р.- допустимая нагрузка на кабель в нормальном режиме
jэк- экономическая плотность тока.
S=4,67/1,2=3,89 (мм2)
выбираем кабель типа ААШВ.
Расчеты по всем вариантам сводим в таблицу №1.8.1
|
Наименование линии |
Расчетная нагрузка на один кабель |
l, км |
Способ прокладки кабеля |
Поправочный коэффициент |
Допустимая нагрузка на один кабель |
Sнагр, мм2 |
S?U, мм2 |
Sэ, мм2 |
Марка и сечения кабеля |
|||
|
Iр.н., А |
Iр.ав., А |
Iд.н.р, А |
Iдав.р., А |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
|
Вариант №1 |
||||||||||||
|
Л1 |
4,85 |
9,7 |
0,112 |
канал |
0,8 |
4,67 |
9,34 |
16 |
16 |
3,89 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л2 |
12,56 |
25,13 |
0,13 |
канал-траншея |
0,8 |
12,08 |
24,16 |
16 |
16 |
10,1 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л3 |
13,41 |
26,83 |
0,057 |
канал-траншея |
0,9 |
11,45 |
22,9 |
16 |
16 |
9,5 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л4 |
15,2 |
30,4 |
0,06 |
траншея |
0,9 |
12,99 |
25,98 |
16 |
16 |
10,8 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л5 |
12,45 |
24,9 |
0,055 |
траншея |
0,9 |
10,65 |
21,3 |
16 |
16 |
8,9 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л6 |
14,35 |
28,7 |
0,202 |
траншея |
0,9 |
12,26 |
24,53 |
16 |
16 |
10,22 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л7 |
68,28 |
136,56 |
0,112 |
канал |
0,9 |
58,36 |
116,72 |
50 |
50 |
48,3 |
АВВГ 3*50+1*25 |
|
|
Л8 |
41,69 |
83,38 |
0,022 |
канал |
0,9 |
35,65 |
71,3 |
25 |
25 |
29,7 |
АВВГ 3*25+1*16 |
|
|
Л9 |
20,16 |
40,32 |
0,03 |
траншея |
0,9 |
17,25 |
34,5 |
6 |
6 |
14,4 |
АВВГ 3*16+1*10 |
|
|
Л10 |
15,1 |
30,2 |
0,019 |
траншея |
0,9 |
12,9 |
25,8 |
16 |
16 |
10,75 |
АВВГ 3*16+1*10 |
|
|
Л11 |
11,9 |
23,8 |
0,02 |
траншея |
1 |
9,15 |
18,3 |
4 |
4 |
7,6 |
АВВГ 3*10+1*6 |
|
|
Л12 |
9,32 |
18,64 |
0,105 |
траншея |
1 |
7,17 |
14,34 |
4 |
4 |
5,97 |
АВВГ 3*6+1*4 |
|
|
Л13 |
67,92 |
135,84 |
0,054 |
траншея |
0,9 |
58,05 |
116,1 |
50 |
50 |
48,37 |
АВВГ 3*50+1*25 |
|
|
Л14 |
24,56 |
49,13 |
0,01 |
траншея |
1 |
18,9 |
37,8 |
6 |
6 |
15,75 |
АВВГ 3*16+1*10 |
|
|
Л15 |
8,81 |
17,63 |
0,054 |
траншея |
1 |
6,78 |
13,56 |
4 |
4 |
5,6 |
АВВГ 3*6+1*4 |
|
|
Л16 |
6,45 |
12,9 |
0,033 |
траншея |
1 |
4,95 |
9,9 |
4 |
4 |
4,125 |
АВВГ 3*6+1*4 |
|
|
Л17 |
135,4 |
270,95 |
0,05 |
траншея |
0,9 |
115,79 |
231,58 |
95 |
95 |
96,49 |
АВВГ 3*95+1*50 |
|
|
Вариант №2 |
||||||||||||
|
Л1 |
17,67 |
35,34 |
0,13 |
канал-траншея |
0,85 |
15,99 |
31,98 |
16 |
16 |
13,3 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л2 |
12,49 |
24,9 |
0,055 |
траншея |
0,9 |
10,64 |
21,28 |
16 |
16 |
8,86 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л3 |
14,04 |
28,09 |
0,062 |
канал-траншея |
0,8 |
13,5 |
27,01 |
16 |
16 |
11,25 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л4 |
14,57 |
29,15 |
0,11 |
канал-траншея |
0,8 |
14,01 |
28,03 |
16 |
16 |
11,67 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л5 |
14,35 |
28,7 |
0,195 |
траншея |
0,85 |
12,98 |
25,97 |
16 |
16 |
10,82 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л6 |
34,61 |
69,22 |
0,125 |
траншея-канал |
0,85 |
31,32 |
62,64 |
25 |
25 |
26,1 |
АВВГ 3*25+1*16 |
|
|
Л7 |
68,26 |
136,52 |
0,112 |
канал |
0,9 |
58,36 |
116,68 |
50 |
50 |
48,6 |
АВВГ 3*50+1*25 |
|
|
Л8 |
41,69 |
83,38 |
0,022 |
канал |
0,9 |
35,63 |
71,26 |
25 |
25 |
29,69 |
АВВГ 3*25+1*16 |
|
|
Л9 |
20,16 |
40,32 |
0,03 |
траншея |
0,9 |
17,23 |
34,46 |
6 |
6 |
14,36 |
АВВГ 3*16+1*10 |
|
|
Л10 |
15,1 |
30,2 |
0,019 |
траншея |
0,9 |
12,9 |
25,8 |
4 |
4 |
10,75 |
АВВГ 3*10+1*6 |
|
|
Л11 |
9,32 |
18,64 |
0,117 |
траншея |
1 |
14,34 |
14,34 |
4 |
4 |
5,97 |
АВВГ 3*6+1*4 |
|
|
Л12 |
8,81 |
17,63 |
0,045 |
траншея |
1 |
6,78 |
13,56 |
4 |
4 |
5,65 |
АВВГ 3*6+1*4 |
|
|
Л13 |
6,45 |
12,9 |
0,03 |
траншея |
1 |
4,95 |
9,9 |
4 |
4 |
4,12 |
АВВГ 3*6+1*4 |
|
|
Л14 |
11,9 |
23,8 |
0,015 |
траншея |
1 |
9,15 |
18,31 |
4 |
4 |
7,6 |
АВВГ 3*10+1*6 |
|
|
Л15 |
135,47 |
270,95 |
0,052 |
траншея |
0,9 |
115,79 |
231,58 |
95 |
95 |
96,49 |
АВВГ 3*95+1*50 |
|
|
Л16 |
67,92 |
135,84 |
0,057 |
траншея |
0,8 |
65,3 |
130,6 |
35 |
35 |
54,42 |
ААВГ 3*35+1*25 |
|
|
Л17 |
24,56 |
49,13 |
0,01 |
траншея |
1 |
18,89 |
37,79 |
6 |
6 |
15,7 |
АВВГ 3*16+1*10 |
|
|
Вариант №3 |
||||||||||||
|
Л1 |
4,85 |
9,7 |
0,112 |
канал |
0,8 |
4,67 |
9,34 |
16 |
16 |
3,89 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л2 |
12,56 |
25,13 |
0,12 |
канал-траншея |
0,8 |
12,08 |
24,16 |
16 |
16 |
10,06 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л3 |
15,03 |
30,07 |
0,057 |
канал-траншея |
0,9 |
12,85 |
25,7 |
16 |
16 |
10,7 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л4 |
14,18 |
28,36 |
0,6 |
траншея |
0,85 |
12,83 |
25,66 |
16 |
16 |
10,69 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л5 |
12,45 |
24,9 |
0,55 |
траншея |
0,9 |
10,64 |
21,28 |
16 |
16 |
8,86 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л6 |
14,35 |
28,7 |
0,202 |
траншея |
0,9 |
12,26 |
24,52 |
16 |
16 |
10,22 |
ААШВ 3*16 |
|
|
Л7 |
68,28 |
136,56 |
0,112 |
канал |
0,9 |
58,35 |
116,7 |
50 |
50 |
48,62 |
АВВГ 3*50+1*25 |
|
|
Л8 |
41,69 |
83,38 |
0,022 |
канал |
0,9 |
35,63 |
71,26 |
25 |
25 |
29,69 |
АВВГ 3*25+1*16 |
|
|
Л9 |
20,16 |
40,32 |
0,03 |
траншея |
0,9 |
17,23 |
34,46 |
6 |
6 |
14,36 |
АВВГ 3*16+1*10 |
|
|
Л10 |
15,1 |
30,2 |
0,019 |
траншея |
0,9 |
12,9 |
25,8 |
4 |
4 |
10,75 |
АВВГ 3*10+1*6 |
|
|
Л11 |
24,56 |
49,13 |
0,082 |
траншея |
0,85 |
22,23 |
44,46 |
10 |
10 |
18,52 |
АВВГ 3*16+1*10 |
|
|
Л12 |
67,92 |
135,84 |
0,054 |
траншея |
0,9 |
58,08 |
116,1 |
50 |
50 |
48,4 |
АВВГ 3*50+1*25 |
|
|
Л13 |
8,81 |
17,63 |
0,048 |
траншея |
1 |
6,78 |
13,56 |
4 |
4 |
5,65 |
АВВГ 3*6+1*4 |
|
|
Л14 |
6,45 |
12,9 |
0,047 |
траншея |
1 |
4,95 |
9,9 |
4 |
4 |
4,12 |
АВВГ 3*6+1*4 |
|
|
Л15 |
9,32 |
18,64 |
0,04 |
траншея |
1 |
7,17 |
14,34 |
4 |
4 |
5,97 |
АВВГ 3*6+1*4 |
|
|
Л16 |
135,47 |
210,95 |
0,05 |
траншея |
0,9 |
115,79 |
231,58 |
95 |
95 |
96,49 |
АВВГ 3*95+1*50 |
|
|
Л17 |
11,9 |
23,8 |
0,02 |
траншея |
1 |
9,85 |
18,31 |
4 |
4 |
7,6 |
АВВГ 3*10+1*6 |
ААШВ - кабель с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией, в алюминиевой гладкой оболочке в поливинилхлоридном шланге.
АВВГ - кабель с алюминиевыми жилами, с изоляцией и оболочке из поливинилхлоридного пластиката.
Прокладка кабелей на территории открытых ГУ подстанций в кабельных каналах [9].
2. Технико-экономический расчет
Технико-экономические расчеты выполняют для:
- наиболее рациональной схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом;
- экономически обоснованного числа, мощности и режима работы трансформаторов ЦТП;
- электрических аппаратов и токоведущих средств;
- сечений проводов, шин и жил кабелей.
Целью технико-экономических расчетов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и ее элементов. Для систем электроснабжения промышленных предприятий характерна многовариантность решения задач, которая обусловлена широкой взаимозаменяемостью технических решений.
При технико-экономических расчетах систем электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов:
1) технические, которые сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих рассматриваемый вариант;
2) экономические, при которых расчет вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых условий развития техники с учетом одних и тех же экономических показателей, характеризующих рассматриваемый вариант [1].
Каждый вариант должен соответствовать требованиям предъявляемым к системам промышленного электроснабжения соответствующими директивными материалами, отраслевыми инструкциями и ПЭУ.
2.1 капитальные вложения в электрические аппараты и трансформаторы
l>200 м - два выключателя в начале и конце линии;
l<200 м - один выключатель в начале линии.
Выбираем вакуумные выключатели типа BB/TEL-10-20/630 и масляные трансформаторы типа ТМ.
Таблица №2.1.1.
|
Наименование линии |
Выключатели |
Трансформаторы |
|||||||
|
тип |
количество |
К1, т.р. |
К2, т.р. |
тип |
количество |
К1, т.р. |
К2, т.р. |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
Вариант №1 |
|||||||||
|
Л1 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*160 |
100,62 |
201,24 |
|
|
Л2 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*400 |
185,76 |
371,52 |
|
|
Л3 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*400 |
- |
371,52 |
|
|
Л4 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*400 |
- |
371,52 |
|
|
Л5 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*400 |
- |
371,52 |
|
|
Л6 |
BB/TEL |
2 |
- |
185,76 |
ТМ |
2*400 |
- |
371,52 |
|
|
Вариант №2 |
|||||||||
|
Л1 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*400 |
- |
185,76 |
|
|
Л2 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*630 |
114,81 |
229,62 |
|
|
Л3 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*400 |
- |
185,76 |
|
|
Л4 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*400 |
- |
185,76 |
|
|
Л5 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*400 |
- |
185,76 |
|
|
Вариант №3 |
|||||||||
|
Л1 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*160 |
- |
100,62 |
|
|
Л2 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*400 |
- |
185,76 |
|
|
Л3 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*400 |
- |
185,76 |
|
|
Л4 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*400 |
- |
185,76 |
|
|
Л5 |
BB/TEL |
1 |
92,88 |
- |
ТМ |
2*400 |
- |
185,76 |
|
|
Л6 |
BB/TEL |
2 |
- |
185,76 |
ТМ |
2*400 |
- |
185,76 |
Капитальные вложения в электрические аппараты:
Вариант 1: Кэа=1300,32 т.р.
Вариант 2: Кэа=928,8 т.р.
Вариант 3: Кэа=1300,32 т.р.
Амортизационные отчисления на электрические аппараты:
Сэа=Кэа*0,1
Вариант 1: Сэа=65,016 т.р.
Вариант 2: Сэа= 46,44 т.р.
Вариант 3: Сэа= 65,016 т.р.
Капитальные вложения в трансформаторы:
Вариант 1: Ктр= 1029,42 т.р.
Вариант 2: Ктр=972,66 т.р.
Вариант 3: Ктр=1029,42 т.р.
2.2 Капитальные вложения в линии и расход цветного металла
Расход цветного металла:
(2.1)
где l- длина линии, км
g- удельный вес кабеля, т/км
n- количество линий.
Капитальные вложения в линии:
(2.2)
где куд- удельная стоимость 1 км линии, т.р./км
Расчет по вариантам сводим в таблицу №2.2.1.
Таблица №2.2.1
|
наименование линии |
количество |
марка |
сечение, мм2 |
l, км 1-го кабеля |
g, т/км |
G,т |
Куд, т.р./км |
Кл, т.р. |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
Вариант №1 |
|||||||||
|
Л1 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,112 |
0,13 |
0,02912 |
86,5 |
19,4 |
|
|
Л2 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,13 |
0,13 |
0,0338 |
86,5 |
22,5 |
|
|
Л3 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,057 |
0,13 |
0,01482 |
86,5 |
9,85 |
|
|
Л4 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,06 |
0,13 |
0,0156 |
86,5 |
10,5 |
|
|
Л5 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,055 |
0,13 |
0,0143 |
86,5 |
9,5 |
|
|
Л6 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,202 |
0,13 |
0,05252 |
86,5 |
34,95 |
|
|
Л7 |
2 |
АВВГ |
50 |
0,112 |
0,47 |
0,10528 |
75 |
16,8 |
|
|
Л8 |
2 |
АВВГ |
25 |
0,022 |
0,24 |
0,01056 |
57 |
2,5 |
|
|
Л9 |
2 |
АВВГ |
16 |
0,03 |
0,15 |
0,009 |
80,5 |
3,05 |
|
|
Л10 |
2 |
АВВГ |
16 |
0,019 |
0,15 |
0,0057 |
80,5 |
1,9 |
|
|
Л11 |
1 |
АВВГ |
10 |
0,02 |
0,09 |
0,0018 |
45 |
0,9 |
|
|
Л12 |
1 |
АВВГ |
6 |
0,105 |
0,06 |
0,0063 |
42,5 |
4,45 |
|
|
Л13 |
2 |
АВВГ |
50 |
0,054 |
0,47 |
0,05076 |
75 |
8,1 |
|
|
Л14 |
1 |
АВВГ |
16 |
0,01 |
0,15 |
0,0015 |
50,5 |
0,505 |
|
|
Л15 |
1 |
АВВГ |
6 |
0,054 |
0,06 |
0,00324 |
42,5 |
2,3 |
|
|
Л16 |
1 |
АВВГ |
6 |
0,033 |
0,06 |
0,00199 |
42,5 |
1,4 |
|
|
Л17 |
2 |
АВВГ |
95 |
0,05 |
0,9 |
0,09 |
130 |
13 |
|
|
Вариант №2 |
|||||||||
|
Л1 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,13 |
0,13 |
0,0338 |
86,5 |
22,5 |
|
|
Л2 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,055 |
0,13 |
0,0143 |
86,5 |
9,5 |
|
|
Л3 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,062 |
0,13 |
0,01612 |
86,5 |
10,7 |
|
|
Л4 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,11 |
0,13 |
0,0286 |
86,5 |
19,05 |
|
|
Л5 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,195 |
0,13 |
0,0507 |
86,5 |
33,75 |
|
|
Л6 |
2 |
АВВГ |
25 |
0,125 |
0,24 |
0,06 |
57 |
14,25 |
|
|
Л7 |
2 |
АВВГ |
50 |
0,112 |
0,47 |
0,10528 |
75 |
16,8 |
|
|
Л8 |
2 |
АВВГ |
25 |
0,022 |
0,24 |
0,01056 |
57 |
2,5 |
|
|
Л9 |
2 |
АВВГ |
16 |
0,03 |
0,15 |
0,009 |
50,5 |
3,05 |
|
|
Л10 |
2 |
АВВГ |
10 |
0,019 |
0,09 |
0,00342 |
45 |
1,7 |
|
|
Л11 |
1 |
АВВГ |
6 |
0,117 |
0,06 |
0,00702 |
42,5 |
4,95 |
|
|
Л12 |
1 |
АВВГ |
6 |
0,045 |
0,06 |
0,0027 |
42,5 |
1,9 |
|
|
Л13 |
1 |
АВВГ |
6 |
0,03 |
0,06 |
0,0018 |
42,5 |
1,3 |
|
|
Л14 |
1 |
АВВГ |
10 |
0,015 |
0,09 |
0,00135 |
45 |
0,7 |
|
|
Л15 |
2 |
АВВГ |
95 |
0,052 |
0,9 |
0,0936 |
130 |
13,5 |
|
|
Л16 |
2 |
АВВГ |
35 |
0,057 |
0,33 |
0,03762 |
64,5 |
7,35 |
|
|
Л17 |
1 |
АВВГ |
16 |
0,01 |
0,15 |
0,0015 |
50,5 |
0,52 |
|
|
Вариант №3 |
|||||||||
|
Л1 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,112 |
0,13 |
0,02912 |
86,5 |
19,4 |
|
|
Л2 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,12 |
0,13 |
0,0312 |
86,5 |
20,75 |
|
|
Л3 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,057 |
0,13 |
0,01482 |
86,5 |
9,85 |
|
|
Л4 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,06 |
0,13 |
0,0156 |
86,5 |
10,4 |
|
|
Л5 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,055 |
0,13 |
0,0143 |
86,5 |
9,5 |
|
|
Л6 |
2 |
ААШВ |
16 |
0,202 |
0,13 |
0,05252 |
86,5 |
34,95 |
|
|
Л7 |
2 |
АВВГ |
50 |
0,112 |
0,47 |
0,10528 |
75 |
16,8 |
|
|
Л8 |
2 |
АВВГ |
25 |
0,022 |
0,24 |
0,01056 |
57 |
2,5 |
|
|
Л9 |
2 |
АВВГ |
16 |
0,03 |
0,15 |
0,009 |
50,5 |
3,05 |
|
|
Л10 |
2 |
АВВГ |
10 |
0,019 |
0,09 |
0,00342 |
45 |
1,7 |
|
|
Л11 |
1 |
АВВГ |
16 |
0,082 |
0,15 |
0,0123 |
50,5 |
4,15 |
|
|
Л12 |
2 |
АВВГ |
50 |
0,054 |
0,47 |
0,05076 |
75 |
8,1 |
|
|
Л13 |
1 |
АВВГ |
6 |
0,048 |
0,06 |
0,00288 |
42,5 |
2,05 |
|
|
Л14 |
1 |
АВВГ |
6 |
0,047 |
0,06 |
0,00282 |
42,5 |
2 |
|
|
Л15 |
1 |
АВВГ |
6 |
0,04 |
0,06 |
0,0024 |
42,5 |
1,7 |
|
|
Л16 |
2 |
АВВГ |
95 |
0,05 |
0,9 |
0,009 |
130 |
13 |
|
|
Л17 |
1 |
АВВГ |
10 |
0,02 |
0,09 |
0,0018 |
45 |
0,9 |
вариант 1: ?G=0.44629 т.р., ?Кл=32,321 т.р.
вариант 2: ?G=0,47737 т.р., ?Кл=32,801 т.р.
вариант 3: ?G=0,36778 т.р., ?Кл=32,16 т.р.
2.3 Стоимость потерь электроэнергии в КЛ и амортизационные отчисления
Потери электроэнергии, кВтч/год:
(2.3)
где ?Р- фактические потери электроэнергии, кВт:
(2.4)
где ?Pн- номинальные потери на 1 км линии [1]
Тг- годовое число часов работы.
Стоимость потерь электроэнергии:
(2.5)
где С0= 0,4 р/кВтч (0,0004 т.р./кВтч)
Стоимость амортизационных отчислений:
(2.6)
где цл=0,06-коэффициент амортизации на линии.
Вариант №1, линия 1:
l=0,112 км, две линии, ?Pн=39 кВт/км [1].
?Р=2*0,112*39=8,736 (кВт)
?Э=8,736*6400=55910,4 (кВтч/год)
СПкл=0,0004*55910,4=22,364 (т.р.)
Сакл=0,06*3,88=0,2328 (т.р.)
Расчеты по вариантам сводим в таблицу №2.3.1.
Таблица №2.3.1.
|
наименование линии |
n |
l, км |
?Pн, кВт/км |
?Р, кВт |
?Э, кВтч/год |
СПкл, т.р. |
Кл, т.р. |
Сакл, т.р. |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
Вариант №1 |
|||||||||
|
Л1 |
2 |
0,112 |
39 |
8,736 |
55910,4 |
22,364 |
19,4 |
0,2328 |
|
|
Л2 |
2 |
0,13 |
39 |
10,14 |
64896 |
25,958 |
22,5 |
0,27 |
|
|
Л3 |
2 |
0,057 |
39 |
4,446 |
28454,4 |
11,818 |
9,85 |
0,1182 |
|
|
Л4 |
2 |
0,06 |
39 |
4,68 |
29952 |
11,98 |
10,5 |
0,126 |
|
|
Л5 |
2 |
0,055 |
39 |
4,29 |
27456 |
10,982 |
9,5 |
0,114 |
|
|
Л6 |
2 |
0,202 |
39 |
15,756 |
100838,4 |
40,33 |
34,95 |
0,419 |
|
|
Л7 |
2 |
0,112 |
77 |
17,248 |
110387,2 |
44,156 |
16,8 |
0,202 |
|
|
Л8 |
2 |
0,022 |
75 |
3,3 |
21120 |
8,448 |
2,5 |
0,03 |
|
|
Л9 |
2 |
0,03 |
71 |
4,26 |
27264 |
10,906 |
3,05 |
0,0366 |
|
|
Л10 |
2 |
0,019 |
71 |
2,698 |
17267,2 |
6,907 |
1,9 |
0,0288 |
|
|
Л11 |
1 |
0,02 |
67 |
1,34 |
8576 |
3,43 |
0,9 |
0,0108 |
|
|
Л12 |
1 |
0,105 |
60 |
6,3 |
40320 |
16,128 |
4,45 |
0,0534 |
|
|
Л13 |
2 |
0,054 |
77 |
8,316 |
53222,4 |
21,289 |
8,1 |
0,0972 |
|
|
Л14 |
1 |
0,01 |
71 |
0,71 |
4544 |
1,818 |
0,505 |
0,0061 |
|
|
Л15 |
1 |
0,054 |
60 |
3,24 |
20736 |
8,294 |
2,3 |
0,0276 |
|
|
Л16 |
1 |
0,033 |
60 |
1,98 |
12672 |
5,069 |
1,4 |
0,0168 |
|
|
Л17 |
2 |
0,05 |
83 |
8,3 |
53120 |
21,248 |
13 |
0,156 |
|
|
Вариант №2 |
|||||||||
|
Л1 |
2 |
0,13 |
39 |
10,14 |
64896 |
25,958 |
22,5 |
0,27 |
|
|
Л2 |
2 |
0,055 |
39 |
4,29 |
27456 |
10,982 |
9,5 |
0,114 |
|
|
Л3 |
2 |
0,062 |
39 |
4,836 |
30950,4 |
12,38 |
10,7 |
0,128 |
|
|
Л4 |
2 |
0,11 |
39 |
8,58 |
54912 |
21,965 |
19,05 |
0,2286 |
|
|
Л5 |
2 |
0,195 |
39 |
15,21 |
97344 |
38,938 |
33,75 |
0,405 |
|
|
Л6 |
2 |
0,125 |
75 |
18,75 |
120000 |
48 |
14,25 |
0,171 |
|
|
Л7 |
2 |
0,112 |
77 |
17,248 |
110387,2 |
44,155 |
16,8 |
0,202 |
|
|
Л8 |
2 |
0,022 |
75 |
3,3 |
21120 |
8,448 |
2,5 |
0,03 |
|
|
Л9 |
2 |
0,03 |
71 |
4,26 |
27264 |
10,906 |
3,5 |
0,0366 |
|
|
Л10 |
2 |
0,019 |
67 |
2,546 |
16294,4 |
6,518 |
1,7 |
0,0204 |
|
|
Л11 |
1 |
0,117 |
60 |
7,02 |
44928 |
17,97 |
4,95 |
0,0594 |
|
|
Л12 |
1 |
0,045 |
60 |
2,7 |
17280 |
6,912 |
1,9 |
0,0228 |
|
|
Л13 |
1 |
0,03 |
60 |
1,8 |
11520 |
4,608 |
1,3 |
0,0156 |
|
|
Л14 |
1 |
0,015 |
67 |
1,005 |
6432 |
2,573 |
0,7 |
0,0084 |
|
|
Л15 |
2 |
0,052 |
85 |
8,84 |
56576 |
22,63 |
13,5 |
0,162 |
|
|
Л16 |
2 |
0,057 |
76 |
8,664 |
55449,6 |
22,18 |
7,35 |
0,0882 |
|
|
Л17 |
1 |
0,01 |
71 |
0,71 |
4544 |
1,818 |
0,505 |
0,0061 |
|
|
Вариант №3 |
|||||||||
|
Л1 |
2 |
0,112 |
39 |
8,736 |
55910,4 |
22,364 |
19,4 |
0,2328 |
|
|
Л2 |
2 |
0,12 |
39 |
9,36 |
59904 |
23,962 |
20,75 |
0,249 |
|
|
Л3 |
2 |
0,057 |
39 |
4,446 |
28454,4 |
11,38 |
9,85 |
0,1182 |
|
|
Л4 |
2 |
0,06 |
39 |
4,68 |
29952 |
11,98 |
10,4 |
0,1248 |
|
|
Л5 |
2 |
0,055 |
39 |
4,29 |
27456 |
10,982 |
9,5 |
0,114 |
|
|
Л6 |
2 |
0,202 |
39 |
15,756 |
100838,4 |
40,335 |
34,95 |
0,4194 |
|
|
Л7 |
2 |
0,112 |
77 |
17,248 |
110387,4 |
44,155 |
16,8 |
0,2016 |
|
|
Л8 |
2 |
0,022 |
75 |
3,3 |
21120 |
8,448 |
2,5 |
0,03 |
|
|
Л9 |
2 |
0,03 |
71 |
4,26 |
27264 |
10,906 |
3,05 |
0,0366 |
|
|
Л10 |
2 |
0,019 |
67 |
2,546 |
16294,4 |
6,518 |
1,7 |
0,0204 |
|
|
Л11 |
1 |
0,082 |
71 |
5,822 |
37260,8 |
14,904 |
4,15 |
0,0498 |
|
|
Л12 |
2 |
0,054 |
77 |
8,316 |
53222,4 |
21,289 |
8,1 |
0,0972 |
|
|
Л13 |
1 |
0,048 |
60 |
2,88 |
18432 |
7,373 |
2,05 |
0,0246 |
|
|
Л14 |
1 |
0,047 |
60 |
2,88 |
18048 |
7,219 |
2 |
0,024 |
|
|
Л15 |
1 |
0,04 |
60 |
2,4 |
15360 |
6,144 |
1,7 |
0,0204 |
|
|
Л16 |
2 |
0,05 |
83 |
8,3 |
53120 |
21,248 |
13 |
0,156 |
|
|
Л17 |
1 |
0,02 |
67 |
1,34 |
8576 |
3,43 |
0,9 |
0,0108 |
1 вариант:
??Э=676736 кВтч/год
?? СПкл=271,125 т.р.
?? Сакл=1,9453 т.р.
?? Кл=32,321 т.р.
2 вариант:
??Э=767353,6 кВтч/год
?? СПкл=306,942 т.р.
?? Сакл=1,9681 т.р.
?? Кл=32,801 т.р.
3 вариант:
??Э=681600 кВтч/год
?? СПкл=272,637 т.р.
?? Сакл=1,9296 т.р.
?? Кл=32,16 т.р.
2.4 Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах и амортизационные отчисления
Стоимость потерь электроэнергии:
(2.7)
Потери электроэнергии:
(2.8)
где ?Рт- потери электроэнергии в трансформаторе:
(2.9)
?Р/xx- потери холостого хода:
(2.10)
Кисп=0.07- коэффициент изменения потерь:
(2.11)
?P/кз- потери короткого замыкания:
(2.12)
(2.13)
Вариант 1, ТП: 2*160, К2з=0,25
?Р/xx=0,42+0,07*2,6/100*160=0,71 (кВт)
?P/кз=1,97+0,07*5,5/100*160=2,586 (кВт)
?Рт=0,71+2,586*0,25=1,3565 (кВт)
?Р=2*1,3565=2,713 (кВт)
?Э=2,713*6400=17363,2 (кВтч/год)
Сптр=17363,2*0,0004=6,9 (т.р.)
=100,62*0,1=10,062 (т.р.)
Расчеты сводятся в таблицу №2.4.1.
Таблица №2.4.1
|
№ ТП |
n*Sнт |
К2з |
?Рxx, кВт |
?Pкз, кВт |
?Р, кВт |
?Э, кВтч/год |
Сптр, т.р. |
Ктр, т.р. |
Сатр, т.р. |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
Вариант №1 |
||||||||||
|
1 |
2*160 |
0,25 |
0,71 |
2,586 |
2,713 |
17363,2 |
6,9 |
100,62 |
10,062 |
|
|
2 |
2*400 |
0,27 |
1,564 |
7,04 |
6,929 |
44349,44 |
17,74 |
185,76 |
18,576 |
|
|
3 |
2*400 |
0,31 |
1,564 |
7,04 |
7,4928 |
47953,92 |
19,19 |
185,76 |
18,576 |
|
|
4 |
2*400 |
0,4 |
1,564 |
7,04 |
8,76 |
56064 |
22,426 |
185,76 |
18,576 |
|
|
5 |
2*400 |
0,27 |
1,564 |
7,04 |
6,929 |
44349,44 |
17,74 |
185,76 |
18,576 |
|
|
6 |
2*400 |
0,32 |
1,564 |
7,04 |
7,6334 |
48855,04 |
19,54 |
185,76 |
18,576 |
|
|
Вариант №2 |
||||||||||
|
1 |
2*400 |
0,27 |
1,564 |
7,04 |
6,929 |
44349,44 |
17,74 |
185,76 |
18,576 |
|
|
2 |
2*630 |
0,22 |
2,302 |
10,025 |
9,015 |
57696 |
23,078 |
229,62 |
22,962 |
|
|
3 |
2*400 |
0,34 |
1,564 |
7,04 |
7,915 |
50657,28 |
20,263 |
185,76 |
18,576 |
|
|
4 |
2*400 |
0,36 |
1,564 |
7,04 |
8,1968 |
52459,52 |
20,98 |
185,76 |
18,576 |
|
|
5 |
2*400 |
0,32 |
1,564 |
7,04 |
7,6334 |
48855,04 |
19,54 |
185,76 |
18,576 |
|
|
Вариант №3 |
||||||||||
|
1 |
2*160 |
0,25 |
0,71 |
2,586 |
2,713 |
17363,2 |
6,9 |
100,62 |
10,062 |
|
|
2 |
2*400 |
0,27 |
1,564 |
7,04 |
6,929 |
44349,44 |
17,74 |
185,76 |
18,576 |
|
|
3 |
2*400 |
0,38 |
1,564 |
7,04 |
8,478 |
54261,76 |
21,705 |
185,76 |
18,576 |
|
|
4 |
2*400 |
0,35 |
1,564 |
7,04 |
8,056 |
51558,4 |
20,623 |
185,76 |
18,576 |
|
|
5 |
2*400 |
0,27 |
1,564 |
7,04 |
6,929 |
44349,44 |
17,94 |
185,76 |
18,576 |
|
|
6 |
2*400 |
0,32 |
1,564 |
7,04 |
7,6334 |
48855,04 |
19,54 |
185,76 |
18,576 |
вариант 1:
??Э=258935,04 кВтч/год
?Сптр=103,526 т.р.
?Сатр=102,942 т.р.
?Ктр=1029,42 т.р.
вариант 2:
??Э=254017,28 кВтч/год
?Сптр=101,601 т.р.
?Сатр=97,266 т.р.
?Ктр=972,66 т.р.
вариант 3:
??Э=260737,28 кВтч/год
?Сптр=104,448 т.р.
?Сатр=102,942 т.р.
?Ктр=1029,42 т.р.
2.5 Сравнение эксплуатационных расходов по схемам электроснабжения
(2.14)
Вариант №1:
З=0,12*(32,321+1029,42+650,16)+(65,016+102,942+271,125+1,9453+103,526)==818,458 (т.р.)
Вариант №2:
З=0,12*(464,4+972,66+32,801)+(46,44+97,266+1,9681+306,941+101,601)=789,394 (т.р.)
Вариант №3:
З=0,12*(650,16+1029,42+32,16)+(65,016+102,942+1,9296+272,637+104,448)=820,851 (т.р.)
Потери электроэнергии:
Вариант№1:
??Э=935671 кВтч/год
Вариант№2:
??Э=1021370,8 кВтч/год
Вариант№3:
??Э=942337,28 кВтч/год
Меньшие расходы кап. вложений во 2-ом варианте, но меньшие потери электроэнергии в 1-ом варианте.
Для дальнейшего расчета выберем вариант №1: средний расход кап. вложений, меньшие потери электроэнергии.
3. 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 выбрать токи КЗ и по ним выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.
Для расчета токов КЗ составляем схему системы электроснабжения и на ее основе схему замещения.
Sб=120 МВА
Uб=10,5 кВ
(кВ)
Расчет сопротивлений элементов системы электроснабжения производится в о.е. при базисных условиях.
1) Сопротивление системы:
(3.1)
(о.е.)
2) Сопротивление линии система- ГРП:
(3.2)
(3.3)
хКЛ1=0,081*0,01*2=0,0009 (о.е.)
rКЛ1= (о.е.)
3) Сопротивление линии ГРП-ТПЗ:
(о.е.)
(о.е.)
4) Сопротивление трансформатора ТПЗ:
(3.4)
(3.5)
(о.е.)
(о.е.)
Точка К1:
(кА)
где куд- ударный коэффициент [1]
Ударный ток:
(кВ)
(кВА)
Точка К2:
(кА)
[1]
(кВ)
(кВА)
Точка К3:
(кА)
[1]
(кВ)
(кВА)
4. Проектирование цехового электроснабжения
Цеховые сети промышленных предприятий выполняют на напряжение до 1000 В (наиболее распространенным является напряжение 380 В). На выбор схемы и конструктивное исполнение цеховой сети оказывают влияние такие факторы, как степень ответственности приемников электроэнергии, режимы их работы и размещение по территории цеха, номинальные токи и напряжения. Существенное значение имеет микроклимат производственных помещений.
В соответствии с Правилами устройства электроустановок производственные помещения в зависимости от характера окружающей среды делятся на следующие классы: помещения с нормальной средой, жаркой, влажной, сырой, особо сырой, пыльной, химически активной, с пожароопасными и взрывоопасными зонами. Помещения с пожаро- и взрывоопасными зонами имеют особую классификацию, обусловленную различными условиями образования взрыво- и пожароопасных веществ и смесей.
При проектировании системы электроснабжения необходимо правильно установить характер среды, которая оказывает решающее влияние на степень защиты применяемого оборудования.
В данном разделе будем рассчитывать цеховое электроснабжение трансформаторно-масляного хозяйства (ТМХ) подстанции «Бугульма-500».
Ведомость электрических нагрузок по трансформаторно-масляному хозяйству ПС «Бугульма-500».
|
№ |
Наименование приемников электроэнергии |
Количество |
Руст, кВт |
|
|
1 |
Насос |
1 |
5,5 |
|
|
2 |
Насос |
1 |
5,5 |
|
|
3 |
Насос |
1 |
5,5 |
|
|
4 |
Точильный |
1 |
2,2 |
|
|
5 |
Станок сверлильный |
1 |
2,2 |
|
|
6 |
Станок сверлильный |
1 |
2,2 |
|
|
7 |
Станок сверлильный |
1 |
2,2 |
|
|
8 |
Станок наждачный |
1 |
1,1 |
|
|
9 |
Сварочный аппарат |
1 |
1,0 |
|
|
10 |
Тельфер |
1 |
5,5 |
|
|
11 |
Тельфер |
1 |
5,5 |
|
|
12 |
Фрезерный станок |
1 |
1,1 |
|
|
13 |
Фрезерный станок |
1 |
1,1 |
|
|
14 |
1 |
2,2 |
||
|
15 |
1 |
2,2 |
||
|
16 |
1 |
2,2 |
||
|
17 |
1 |
2,2 |
||
|
18 |
1 |
2,2 |
||
|
19 |
1 |
7,5 |
||
|
20 |
1 |
5,5 |
||
|
21 |
1 |
75 |
||
|
22 |
1 |
55 |
||
|
23 |
1 |
22 |
4.1 Расчет нагрузок по ТМХ
Средняя нагрузка потребителей группы А (насосы, котлы, и т.д.):
где Кн- коэффициент использования [1]
Iр- рабочий ток в сети в нормальном режиме.
Средняя нагрузка потребителей группы В (станки, краны и т.д.):
(4.5)
(4.6)
формула применяется, если nэ?10
Осветительная нагрузка:
Расчеты по всем потребителям сводим в таблицу № 4.1.1
|
Наименование источника питания и группы потребителей |
Число приемников |
Установленная мощность |
Кн |
Средняя нагрузка |
nэ |
Км |
Расчетная нагрузка |
Iр, А |
|||||||
|
Рном одного |
Рном общ. |
Рр, кВт |
Qр, кВар |
Рр, кВт |
Qр, кВар |
Sр, кВА |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
|
Группа А |
|||||||||||||||
|
1 |
Компрессор 1 |
1 |
5,5 |
5,5 |
0,7 |
0,92/0,43 |
38,5 |
16,55 |
- |
- |
38,5 |
16,55 |
41,91 |
60,56 |
|
|
2 |
Компрессор 2 |
1 |
5,5 |
5,5 |
0,7 |
0,92/0,43 |
38,5 |
16,55 |
- |
- |
38,5 |
16,55 |
41,91 |
60,56 |
|
|
3 |
Компрессор 3 |
1 |
5,5 |
5,5 |
0,7 |
0,92/0,43 |
38,5 |
16,55 |
- |
- |
38,5 |
16,55 |
41,91 |
60,56 |
|
|
4 |
Электрокотел |
1 |
2,2 |
2,2 |
0,8 |
0,68/1,08 |
1,76 |
1,9 |
- |
- |
1,76 |
1,9 |
2,6 |
3,76 |
|
|
Итого по группе А |
12 |
2,2/55 |
18,7 |
- |
- |
151,68 |
79,09 |
- |
- |
||||||
|
Группа В |
|||||||||||||||
|
5 |
СП 1 |
8 |
1,1/10 |
34,2 |
0,4 |
0,83/0,67 |
13,68 |
9,17 |
8 |
1,5 |
20,52 |
10,09 |
22,87 |
33,05 |
|
|
6 |
СП 2 |
8 |
2,2/11 |
40,5 |
0,85 |
0,78/0,8 |
34,42 |
27,54 |
- |
- |
34,42 |
27,54 |
44,08 |
63,7 |
|
|
7 |
Мостовой кран |
3 |
22/75 |
152 |
0,3 |
0,5/1,7 |
45,6 |
77,52 |
3 |
2,16 |
98,5 |
85,27 |
130,28 |
188,27 |
|
|
Итого по группе В |
|||||||||||||||
|
8 |
Осветительная нагрузка |
F 1152 м2 |
Руд 20 Вт/м2 |
Рном 23,1 кВт |
0,8 |
0,8/0,75 |
18,48 |
13,86 |
- |
- |
18,48 |
13,86 |
23,1 |
33,3 |
|
|
Итого по осветительной нагрузке |
|||||||||||||||
|
Итого по ТМХ в целом |
4.2 Расчет распределительной сети
Расчет проводится для выбора защитной аппаратуры (предохранители, автоматические выключатели) и кабельных линий.
Номинальный ток:
(4.7)
где з- кпд двигателя [2]
Рн- номинальная (Установленная) мощность двигателя.
Пусковой ток:
(4.8)
где л- кратность пускового тока [3].
Для выбора предохранителей Iном плавкой вставки:
(4.9)
где б- пусковой коэффициент (при легком пуске электродвигателя б=2,5 [3]).
Допустимый ток:
(4.10)
где Кз- коэффициент защитного аппарата.
Для предохранителей Кз=0,33
Для автоматов Кз=0,8
Iза- номинальный ток защитного аппарата.
Для выбора автоматических выключателей ( автоматов):
Ток срабатывания в зоне перегрузки (ток трогания):
(4.11)
Расчеты сводим в таблицу № 4.2.1. и № 4.2.2
Таблица №4.2.1
|
№ |
Рном, кВт |
н |
з |
Iном, А |
лн |
Iпуск, А |
Iвставки, А |
Кз*Iза |
Тип предохранителя |
Марка и сечение кабеля |
Iдоп кабеля, А |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
|
4 |
2,2 |
0,68 |
0,79 |
5,9 |
6,5 |
38,35 |
15,34 |
20 |
6,6 |
НПН-60 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
|
|
5 |
2,2 |
0,87 |
0,83 |
4,4 |
6,5 |
28,6 |
11,4 |
15 |
4,95 |
НПН-60 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
|
|
6 |
2,2 |
0,87 |
0,83 |
4,4 |
6,5 |
28,6 |
11,4 |
15 |
4,95 |
НПН-60 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
|
|
7 |
2,2 |
0,87 |
0,83 |
4,4 |
6,5 |
28,6 |
11,4 |
15 |
4,95 |
НПН-60 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
|
|
8 |
1,1 |
0,87 |
0,775 |
2,36 |
5,5 |
12,98 |
5,19 |
6 |
1,98 |
НПН-60 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
|
|
9 |
1,0 |
0,87 |
0,875 |
19 |
7,5 |
142,5 |
57 |
60 |
19,8 |
ПН2-100 |
АВВГ 3*4+1*2,5 |
23 |
|
|
10 |
5,5 |
0,74 |
0,83 |
12,94 |
5,5 |
71,17 |
28,47 |
30 |
9,9 |
НПН-60 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
|
|
11 |
5,5 |
0,74 |
0,83 |
12,94 |
5,5 |
71,17 |
28,47 |
30 |
9,9 |
НПН-60 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
|
|
12 |
11 |
0,87 |
0,875 |
20,88 |
7,5 |
156,6 |
62,64 |
80 |
26,4 |
ПН2-100 |
АВВГ 3*4+1*2,5 |
23 |
|
|
13 |
11 |
0,87 |
0,875 |
20,88 |
7,5 |
156,6 |
62,64 |
80 |
26,4 |
ПН2-100 |
АВВГ 3*4+1*2,5 |
23 |
|
|
14 |
2,2 |
0,83 |
0,8 |
4,8 |
6 |
28,8 |
11,52 |
15 |
4,95 |
НПН-60 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
|
|
15 |
2,2 |
0,83 |
0,8 |
4,8 |
6 |
28,8 |
11,52 |
15 |
4,95 |
НПН-60 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
|
|
16 |
2,2 |
0,83 |
0,8 |
4,8 |
6 |
28,8 |
11,52 |
15 |
4,95 |
НПН-60 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
|
|
17 |
2,2 |
0,83 |
0,8 |
4,8 |
6 |
28,8 |
11,52 |
15 |
4,95 |
НПН-60 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
|
|
18 |
2,2 |
0,83 |
0,8 |
4,8 |
6 |
28,8 |
11,52 |
15 |
4,95 |
НПН-60 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
|
|
19 |
7,5 |
0,86 |
0,875 |
14,4 |
7,5 |
108 |
43,2 |
50 |
16,5 |
ПН2-100 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
|
|
20 |
5,5 |
0,91 |
0,875 |
9,98 |
7,5 |
74,85 |
29,94 |
30 |
9,9 |
НПН-60 |
АВВГ 3*2,5+1*2,5 |
19 |
Таблица №4.2.2.
|
№ |
Рном, кВт |
Iном, А |
Iпуск, А |
Тип выключателя |
Iном.ращ, А |
Iсраб, А |
Марка и сечение кабеля |
Iдоп кабеля, А |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
|
1 |
55 |
94,93 |
711,98 |
ВА 53-39 |
630 |
787,5 |
АВВГ 3*50+1*25 |
110 |
|
|
2 |
55 |
94,93 |
711,98 |
ВА 53-39 |
630 |
787,5 |
АВВГ 3*50+1*25 |
110 |
|
|
3 |
55 |
94,93 |
711,98 |
ВА 53-39 |
630 |
787,5 |
АВВГ 3*50+1*25 |
110 |
|
|
21 |
75 |
129,5 |
906,5 |
ВА 55-39 |
1000 |
1250 |
АВВГ 3*70+1*35 |
140 |
|
|
22 |
55 |
95,47 |
668,3 |
ВА 53-39 |
630 |
787,5 |
АВВГ 3*50+1*25 |
110 |
|
|
23 |
22 |
39,25 |
255,13 |
ВА 51-37 |
250 |
312,5 |
АВВГ 3*10+1*6 |
42 |
Произведем выбор защитной аппаратуры для силовых пунктов СП 1 (5,6,7,8,9,10,11,20).(4.12)
Iпик=455,3+(33,05+0,4*70,05*)=510,05 (А)
Iном.ращ.эл.маг.=1,2*510,05=612,06 (А)
Выберем типа ВА 55-39, Iном.ращ.=630 А
АВВГ 3*16+1*10 мм2
СП 2 (12,13,14,15,16,17,18,19)
Iном.ращ.тока=1,25*63,7=79,625 (А)
Iном= (А)
Iпуск=90,4*7=632,8 (А)
Iпик=632,8+(63,7+0,85*90,4*)=756,02 (А)
Iном.ращ.эл.маг.=1,2*756,02=907,22 (А)
Выбираем автомат типа ВА 55-39, Iном.ращ.=1000 А.
АВВГ 3*35+1*25 мм2
Шкаф управления мостовым краном
Iном.ращ.тока=1,25*188,27=235,3 (А)
Iном=(А)
Iпуск=462,4*6,5=3005,6 (А)
Iпик=3005,6+(188,27+0,3*462,4*)=3290,9 (А)
Iном.ращ.эл.маг.=1,2*3290,9=3949 (А)
Выбираем автомат типа ВА 75-47, Iном.ращ.=4000 А.
2*АВВГ 3*150+1*95 мм2.
4.3 Расчет токов КЗ установок до 1000 В
1) Номинальное напряжение:
Uном=0,4 кВ
2) Сопротивления трансформаторов:
(4.13)
(4.14)
(мОм)
(мОм)
3) Сопротивление выключателя ВА-53:
rкв=0,15 мОм
хкв=0,1 мОм
rк=0,4 мОм
где КВ - токовая катушка выключателя
rк - переходное сопротивление контакта.
4) Сопротивление кабельной линии:
rкаб=0,62*0,0075=4,65 (мОм)
хкаб=0,09*0,0075=0,675 (мОм)
5)
6) Ток КЗ от системы:
(4.15)
(кА)
7) Ток подпитки двигателя:
(4.16)
8) Iкз=9,42+0,45=9,87 (кА)
9) Определим ударный ток КЗ:
[1]
Ударный ток от системы:
Ударный ток от двигателя:
iуд.дв.=6,5*100=0,65 (кА)
iукз=16,22+0,65=16,87 (кА)
10) Определяем ток однофазного КЗ:
(4.17)
где с- плотность материала (для Al с=0.028 )
(мОм)
(мОм)
(4.18)
где zтр - полное сопротивление трансформатора
zл- полное сопротивление кабельной линии.
(кА)
5. Проектирование освещения производственных помещений
Рабочее освещение проводят во всех помещениях, а также на тех участках территории, где в ночное время проводится какая-либо работа или есть движение людей и транспорта. Внутреннее и наружное освещение имеют раздельное управление. Нормальное напряжение сетей рабочего освещения 380/220 В.
Аварийное освещение нужно проводить в основных помещениях и на тех рабочих местах, где недопустимы перерывы в работе эксплуатационного персонала. Нормальное аварийное и рабочее освещение совместно обеспечивают необходимую по нормам освещенность помещений и рабочих мест. Питание к ним подводится от общего источника питания. При аварии рабочее освещение гаснет, а аварийное автоматически переключается на независимый источник питания (аккумуляторную батарею, генератор с автоматически запускаемым двигателем внутреннего сгорания). Таким образом, аварийное освещение должно иметь электрическую сеть, отдельную от сети рабочего освещения.
Дополнительное освещение предусматривается в тех местах, где ведутся работы по ремонту и осмотрам оборудования. Дополнительное освещение питают от сети рабочего освещения при помощи переносных трансформаторов со вторичным напряжением 36 или 12 В, включаемых в штепсельные розетки. Вдоль наружной ограды подстанции устраивают усиление освещения охранной полосы с питанием его от сети рабочего освещения.
5.1 Светотехнический расчет осветительных установок
Произведем расчет осветительных установок для производственных помещений здания ТМХ.
1. Трансформаторная.
Ен=50 лк, h=4 м, S=44 м2.
Выбираем светильник для ламп накаливания типа «У-200»:
hp=4-0.5=3.5 (м)
где hс- высота света.
Кривая силы света К (концентрированная) лэ=0,6 [6]
Расстояние между светильниками одного ряда:
(5.1)
La=0.6*3.5=2.1 (м)
2la=8-2,1*3=1,7 (м)>la=0,85 м
lВ=1,45 м, LВ=2,6 м
La/LВ=2,1/2,6=0,8 < 1,5 [6]
Определяем индекс помещения:
(5.2)
сn=50%, сс=30%, ср=10% з=41% [6]
Расчетный световой поток:
(5.3)
(лм)
где Кз- коэффициент запаса, учитывающий уменьшение освещенности в процессе эксплуатации.
z- поправочный коэффициент, представляющий собой отношение средней освещенности к минимальной освещенности.
z=1,15 для ЛН и ДРЛ
z=1,1 для л.л.
N- количество светильников.
Принимаем к установке лампы накаливания общего назначения типа Б-220-100, Фн=1320 лм, Р=100 Вт.
Фактическая освещенность:
(5.4)
(лк)
Ен<Еф на 12,2%, что удовлетворяет требованию (-10%:20%)
Общая мощность всех ламп:
Робщ=100*8=800 (Вт)
Удельная мощность освещения:
(5.6)
(Вт/м2)
2. Котельная.
Ен=50 лк, h=4 м, S=33 м2
К установке принимаем светильники «У-200»
hp=4-0.5=3.5 (м)
лэ=0,6
La=0.6*3.5=2.1 (м)
la=(6-2,1*2)/2=0,9 (м)
lВ=1,75 м, LВ=2 м
La/LВ=1,05 < 1,5
Количество светильников 6 штук.
сn=50%, сс=30%, ср=10% з=0,38
(лм)
Принимаем ЛН типа Б-220-100, Р=100 Вт
(лк)
Ен<Еф на 5,76%, что в пределах (-10%:20%)
Робщ=100*6=600 (Вт)
(Вт/м2)
3. Мастерская
Ен=50 лк, h=4 м, S=85,5 м2
К установке принимаем светильники «У-200»
hp=4-0,5-0,8=2,7 (м)
где hpn=0,8- высота рабочей поверхности.
лэ=0,6
Количество светильников 15 штук (3 ряда по 5 шт.)
La=0.6*2,7=1,62 (м)
принимаем La=2,5 м , n рядов=3
2la=12-2,5*4=2 (м)>la=1 м
lВ=1,175 м, LВ=2,4 м
сn=50%, сс=30%, ср=10% з=0,52
(лм)
Принимаем ЛН типа Б-220-100-235
Фн=1000 лм, Р=100 Вт
(лк)
Ен<Еф на 5,4%, что в пределах (-10%:20%)
Робщ=100*15=1500 (Вт)
(Вт/м2)
4. Ремонтное отделение.
Ен=50 лк, h=4 м, S=82,5 м2
К установке принимаем светильники «У-200»
лэ=0,6
hp=4-0,5=3,5 (м)
La=0.6*3,5=2,1 (м)
Количество светильников 14 штук (2 ряда по 7 шт.)
la=1,2 (м)
lВ=1,7 м, LВ=2,1 м
La/LВ=2,1/2,1=1 < 1,5
сn=50%, сс=30%, ср=10% з=0,47
(лм)
Принимаем ЛН типа Б-220-235-100
Фн=1000 лм
(лк)
Ен<Еф на -7,4%, что в пределах (-10%:20%)
Робщ=100*14=1400 (Вт)
(Вт/м2)
5. Сан. узел
Ен=50 лк, h=4 м, S=16,5 м2
К установке принимаем светильники «У-200»
hp=4-0,5=3,5 (м)
La=0.6*3,5=2,1 (м)
Принимаем La=1,9 м, la=0,85 (м)
Один ряд с 3-мя светильниками
сn=70%, сс=50%, ср=30% з=34%
(лм)
Принимаем ЛН типа Б-220-100
Фн=1320 лм, Р=100 Вт
(лк)
Ен<Еф на -5,4%, что в пределах (-10%:20%)
Робщ=100*3=300 (Вт)
(Вт/м2)
6. Насосная.
Ен=50 лк, h=4 м, S=44 м2
К установке принимаем светильники «У-200»
La=0.6*3,5=2,1 (м)
два ряда по 4 светильника
la=0,85 (м)
lВ=1,45 м, LВ=2,6 м
сn=50%, сс=30%, ср=10% з=41%
(лм)
Принимаем ЛН типа Б-220-100
Фн=1320 лм, Р=100 Вт
(лк)
Ен<Еф на 14 %, что в пределах (-10%:20%)
Робщ=100*8=800 (Вт)
(Вт/м2)
7. Коридор.
Ен=50 лк, h=4 м, S=23,1 м2
hp=4-0,5=3,5 (м)
К установке принимаем светильники «У-200»
La=0.6*3,5=2,1 (м)
Принимаем La=2,4 м, la=1 (м)
сn=70%, сс=50%, ср=30% з=24%
(лм)
Принимаем ЛН типа Б-220-100
Фн=1320 лм, Р=100 Вт
(лк)
Ен<Еф на -4 %, что в пределах (-10%:20%)
Робщ=100*6=600 (Вт)
(Вт/м2)
8. Участок ремонта насосов
Ен=300 лк, h=25 м, S=274,95 м2
В этом помещении применим светильники типа РСП-0,5/ГОЗ с лампами ДРЛ. Светильники будут устанавливаться на кронштейнах к стенам на высоте 10 и 25 м.
hp=10 (м)
лэ=0,6
принимаем расстояние La=4 м, la=1,75 м
2 ряда по 5 светильников
сn=50%, сс=30%, ср=10% з=43%
(лм)
Принимаем ДРЛ-700
Фн=35000 лм, Р=700 Вт
(лк)
Ен<Еф на 5,6 %
Робщ=10*700=7000 (Вт)
(Вт/м2)
На высоте 25 м устанавливаем 8 ламп ДРЛ-700 по 4 штуки на каждую сторону.
Робщ=700*8=5600 (Вт)
(Вт/м2)
По всему помещению:
Робщ?=7000+5600=12600 (Вт)
(Вт/м2)
5.2 Проверка точечным методом
1. Трансформаторная.
Выбираем контрольные точки А и В, расстояния выбираются согласно масштабу.
hp=3.5 м
Фн=1320 лм
Ен=50 лк
d- расстояние от оси светильника [6]
|
точки |
№ светильников |
d, м |
e, лк |
n*e, лк |
|
|
А |
1;2;7;8 |
1,7 |
12 |
4*12=48 |
|
|
3;6 |
3,4 |
5 |
2*5=10 |
||
|
4;5 |
5,5 |
1,75 |
2*1,75=3,5 |
||
|
В |
1;8 |
1,3 |
14 |
2*14=28 |
|
|
2;7 |
2,5 |
8 |
2*8=16 |
||
|
3;6 |
4,4 |
2,8 |
2*2,8=5,6 |
||
|
4;5 |
6,5 |
1,15 |
2*1,15=2,3 |
В точке В наименьшая освещенность е?=51,9. Для т.В определяем фактическую освещенность [6]:
(5.7)
где м=1,1- учитывает наибольшую удаленность светильников.
Кзап- коэффициент запаса (Кзап=1,5)
(лк)
Проверим:
?Е=- допускается
Допустимый предел-10%:+20%
2. Котельная.
hp=3.5 м
Фн=1320 лм
Ен=50 лм
|
точки |
№ светильников |
d, м |
e, лк |
n*e, лк |
|
|
А |
1;2;5;6 |
1,4 |
13 |
4*13=52 |
|
|
3;4 |
3,3 |
4,8 |
2*4,8=9,6 |
||
|
В |
1;6 |
1,0 |
15 |
2*15=30 |
|
|
2;5 |
2,3 |
9 |
2*9=18 |
||
|
3;4 |
4,34 |
3 |
2*3=6 |
Наименьшая освещенность в т.В е?=54 лк.
(лк)
?Е=
?Е в допустимых пределах.
3. Мастерская.
hp=2,7 м
Фн=1000 лм
Ен=50 лм
|
точки |
№ светильников |
d, м |
e, лк |
n*e, лк |
|
|
А |
1;2;4;5 |
1,74 |
15 |
4*15=60 |
|
|
3;6 |
3,8 |
3,9 |
2*3,9=7,8 |
||
|
7;8 |
4 |
3,4 |
2*3,4=6,8 |
||
|
В |
1;4 |
1,25 |
20 |
2*20=40 |
|
|
2;5 |
2,7 |
7,2 |
2*7,2=14,4 |
||
|
3;6 |
5 |
1,8 |
2*1,8=3,6 |
||
|
7 |
3,75 |
4,2 |
4,2 |
Наименьшая освещенность в т.В е?=62,2 лк.
(лк)
?Е=
?Е в допустимых пределах.
4. Ремонтное отделение.
hp=3,5 м
Фн=1000 лм
Ен=50 лм
|
точки |
№ светильников |
d, м |
e, лк |
n*e, лк |
|
|
А |
1;2;3;4 |
1,45 |
13 |
4*13=52 |
|
|
5;6 |
3,3 |
5 |
2*5=10 |
||
|
В |
1;3 |
1,05 |
17 |
2*17=34 |
|
|
2;4 |
2,3 |
9,2 |
18,4 |
||
|
5 |
3,15 |
6 |
6 |
||
|
6 |
3,7 |
4,2 |
4,2 |
(лк)
?Е=
?Е в допустимых пределах.
6. Насосная.
hp=3,5 м
Фн=1320 лм
Ен=50 лм
|
точки |
№ светильников |
d, м |
e, лк |
n*e, лк |
|
|
А |
1;2;7;8 |
1,7 |
12 |
48 |
|
|
3;6 |
3,4 |
5 |
10 |
||
|
4;5 |
5,5 |
1,75 |
3,5 |
||
|
В |
1;8 |
1,3 |
14 |
28 |
|
|
2;7 |
2,5 |
8 |
16 |
||
|
3;6 |
4,4 |
2,8 |
5,6 |
||
|
4;5 |
6,5 |
1,15 |
2,3 |
(лк)
?Е=
?Е в допустимых пределах.
5. Сан. узел - не проверяется.
Ен=50 лм, hp=3,5 м, Фн=1320 лм, 1 ряд по 3 светильника
7. Коридор - не проверяется.
Ен=50 лм, hp=3,5 м, Фн=1320 лм, 1 ряд по 6 светильников.
5.3 Электротехнический раздел
Расчетная нагрузка питающей сети [6]:
(5.8)
где Руст - установленная мощность лампы
Кс - коэффициент спроса
Кпра- коэффициент, учитывающий потери в пуско - регулирующей аппаратуре (ПРА) [6]
для ЛН Кс=1, Кпра=1
для ДРЛ Кс=1, Кпра=1,1
(Вт)
(Вт)
(Вт)
(Вт)
(Вт)
(Вт)
(Вт)
(Вт)
(Вт)
(Вт)
(кВт)
Расчет токов с учетом потерь ПРА
3 фаз. (5.9)
1 фаз. (5.10)
Питающая линия 3 фаз. 4-проводная (Х-А)
из них ДРЛ :
ЛН:
Определим мощность компенсирующего конденсатора
Выберем конденсатор на 14 кВар.
При исправлении cosц реактивная мощность:
для тока 50,15 А выбираем фазное сечение 16 мм2.
Т.к. реактивная мощность отсутствует на участке автомат- лампа, то увеличение S0 до Sф не требуется.
А (3фаз)
Принимаем автомат с расщепителем на 60 А.
Однофазные линии:
Расчет по потерям напряжения:
(5.11)
Определим моменты осветительной сети [6]:
(5.12)
где l0- расстояние от группового щита до первого светильника;
lс- расстояние от первого светильника до последнего в одном ряду.
Определяем сечение всех линий и потери напряжений [6].
(5.13)
где Кс=44 (для Al) при 4 проводной сети [6],
Кс=7,4 (для Al) при 2 проводной сети [6],
б=1,85- коэффициент перехода с 4 проводной сети на 2 проводную.
Выбираем кабель АВВГ S=3*25+1*16 мм2, Iдоп=75 А
, т.е.
Потери напряжения остальных линий:
?UА-1=2,7-0,31=2,39%
Определяем фактические потери напряжения:
Щит рабочего освещения с 17-ю линиями.
Выбираем ЩО 31-43.
На вводе А 3110 (Iращ=60 А)
на группах АЕ-1031-11, количество 18 штук.
размер 762*540*150 мм.
5.4 Расчет аварийного освещения
Освещенность аварийного освещения Еmin составляет 5% от рабочей освещенности Ен [6]:
Подобные документы
Определение расчетных электрических нагрузок по цехам предприятия, рационального напряжения системы электроснабжения. Расчет картограммы нагрузок и определение центра электрических нагрузок предприятия. Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП.
курсовая работа [141,8 K], добавлен 10.04.2012Определение расчетных нагрузок цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса. Центр электрических нагрузок предприятия. Выбор рационального напряжения. Технико-экономическое сравнение вариантов схем внешнего электроснабжения производства.
курсовая работа [2,7 M], добавлен 13.03.2015Определение расчетных электрических нагрузок по цехам промышленного предприятия. Расчет и технико-экономический анализ системы внешнего и внутреннего электроснабжения завода. Выбор и проверка электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей.
дипломная работа [941,7 K], добавлен 22.12.2012Расчет электрических нагрузок предприятия. Определение центра электрических нагрузок. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения. Компенсация реактивной мощности в сетях общего назначения.
курсовая работа [255,8 K], добавлен 12.11.2013Формирование первичных групп электроприемников для проектируемой электрической сети. Расчет электрических нагрузок по установленной мощности, электрического освещения производственных помещений. Конструктивное исполнение системы цехового электроснабжения.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 22.06.2014Характеристика предприятия и источников электроснабжения. Определение расчетных электрических нагрузок цеха; числа и мощности трансформаторов на цеховых подстанциях. Компенсация реактивной мощности. Выбор схемы внешнего и внутреннего электроснабжения.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 25.06.2012Характеристика среды производственных помещений и потребителей электроэнергии. Расчет электрических нагрузок, выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Проектирование системы внешнего и внутреннего электроснабжения, компенсация реактивной мощности.
дипломная работа [456,6 K], добавлен 26.09.2011Характеристика среды производственных помещений, а также потребителей электрической энергии по степени бесперебойности электроснабжения. Определение расчетных электрических нагрузок по отделениям: заготовительное, механическое, термическое и т.д.
курсовая работа [139,0 K], добавлен 05.04.2015Определение расчетных электрических нагрузок. Выбор компенсирующих устройств и мест их установки. Определение центра электрических нагрузок. Комплектные трансформаторные подстанции. Выбор сечения воздушной линии. Расчёт токов короткого замыкания.
курсовая работа [245,5 K], добавлен 25.12.2015Электроснабжение промышленного предприятия. Определение расчетных электрических нагрузок. Выбор рационального напряжения питания. Расчет токов короткого замыкания. Выбор средств компенсации реактивной мощности. Расчет режима системы электроснабжения.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 19.06.2012
