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. руб\год.

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

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

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	4*АПВ(1*2,5)	ПН-2-100
2	3,2	0,88	87,5	7	6,3216	19	2,5	44,3	17,701	30	9,9	4*АПВ(1*2,5)	ПН-2-100
3	7	0,88	87,5	7	13,829	19	2,5	96,8	38,72	40	13,2	4*АПВ(1*2,5)	ПН-2-100
4	5,3	0,88	87,5	7	10,47	19	2,5	73,3	29,317	40	13,2	4*АПВ(1*2,5)	ПН-2-100
5	2,7	0,9	88	7,5	5,1857	19	2,5	38,9	15,557	30	9,9	4*АПВ(1*2,5)	ПН-2-100
6	1,9	0,91	88,5	7,5	3,5887	19	2,5	26,9	10,766	30	9,9	4*АПВ(1*2,5)	ПН-2-100
7	2,5	0,89	88	7	4,8555	19	2,5	34	13,596	30	9,9	4*АПВ(1*2,5)	ПН-2-100
8	1,7	0,9	88	7,5	3,2651	19	2,5	24,5	9,7952	30	9,9	4*АПВ(1*2,5)	ПН-2-100
9	4	0,89	88	7,5	7,7689	19	2,5	58,3	23,307	30	9,9	4*АПВ(1*2,5)	ПН-2-100
10	3,8	0,91	88,5	7,5	7,1774	19	2,5	53,8	21,532	30	9,9	4*АПВ(1*2,5)	ПН-2-100
11	4,7	0,89	88	7	9,1284	19	2,5	63,9	25,56	30	9,9	4*АПВ(1*2,5)	ПН-2-100
12	2,3	0,88	87,5	7	4,5437	19	2,5	31,8	12,722	30	9,9	4*АПВ(1*2,5)	ПН-2-100
13	10	0,88	87,5	7	19,755	23	2,5	138	55,314	60	19,8	4*АПВ(1*4)	ПН-2-100
14	8	0,9	88	7	15,365	19	2,5	108	43,022	50	16,5	4*АПВ(1*2,5)	ПН-2-100
15	4,5	0,88	87,5	7	8,8898	19	2,5	62,2	24,891	30	9,9	4*АПВ(1*2,5)	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

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.

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=10 мм2,

мм2, принимаем провод ПВ1 S=10 мм2,

мм2, принимаем провод ПВ1 S=6 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,

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.