Электроснабжения цеха металлоконструкций

курсовая работа

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ГПП ? главная понизительная подстанция;

КТП ? комплектная трансформаторная подстанция;

КУ - конденсаторная установка.

НУР - нормальный установившийся режим;

ПВ - продолжительность включения;

ПКР - повторно кратковременный режим;

ПУР - послеаварийный установившийся режим;

ПУЭ - Правила устройства электроустановок;

ПЭ - приемник электроэнергии;

РП - распределительный пункт;

РУ ? распределительное устройство;

СП - силовой пункт.

силовая сеть кабель трансформатор электропитание

ВВЕДЕНИЕ

Широкое внедрение механизации и автоматизации производственных процессов - одна из основ повышения производительности труда. Автоматизация производственных процессов находит все большее применение на предприятиях, объектах жилищно-общественного строительства. Повсеместное ее использование позволит сократить расходы электроэнергии, а также повысить качество и объемы выпускаемой продукции. В такой ситуации возникает вопрос качественного электроснабжения объектов.

Расчет электрических нагрузок - наиболее ответственный расчет, выполняемый при проектировании системы электроснабжения каждого предприятия любой отрасли народного хозяйства. Результаты расчета и технического решения, при проектировании системы электроснабжения, в значительной степени определяют размеры капитальных вложений в энергетическое строительство и эксплуатацию объекта электроснабжения.

Поэтому, в данном курсовом проекте решены одни из основных задач, которые приходиться решать при формировании систем электроснабжения, такие как: расчет электрических нагрузок по допустимому нагреву, выбор трансформаторов на питающей подстанции, выбор марки питающих кабелей и их параметров.

1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Объектом проектирования является цех металлоконструкций схематический план которого приведен в техническом задании. Цех занимается изготовлением металлоконструкций различной формы и сложности. В цехе находится 111 единиц оборудования (а именно 5 кранов, 15 вентиляторов, 25 станков, 19 пресов, 35 Трансформаторов дуговой сварки, а также имеются автоматы дуговой сварки) Минимальный размер объекта распознавания более 5 мм в цехе, и от 1 до 5 мм в служебно-бытовом и электротехническом помещении. Во всех помещениях цеха устанавливается освещение, соответствующее разряду зрительных работ. Высота цеха 6,5м. Материал колони - железобетон, ферм - металл и подкрановых балок - металл. Характеристика помещения цеха по ПУЭ - агрессивная среда. Источник питания цеха - РП, расположенный в 75м от цеха, напряжение 10кВ. Характеристика грунта, на котором расположено здание - суглинок с песком и гравием.

2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЦЕХА МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ

2.1 Расчет электрических нагрузок силовой сети

При проектировании систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок.

При проведении укрупненных расчетов (в частности, на стадии проектного задания) пользуются методами, базирующимися на данных о суммарной установленной мощности отдельных групп приемников - отделения, цеха, корпуса.

Расчет электрических нагрузок от силового оборудования цеха металлоконструкций выполним методом упорядоченных диаграмм. Выбор этого метода расчета обусловлен тем, что результаты, полученные при расчете этим методом на стадии проектирования, имеют наименьшую допустимую погрешность расчетов.

В таблице 2.1 приведены исходные данные

Значения индивидуального коэффициента использования по активной мощности (kи.а) и средневзвешенного коэффициента мощности (cosцсв) были взяты с [2]. Значения ПВ в % для силового оборудования были взяты с [3] на основании характеристики режима его работы и участия в технологическом процессе.

Распределение ПЭ по группам А и Б осуществляется по следующему принципу: к группе А относятся ПЭ, у которых ПВ=100% и Ки.а?0,6, все остальные ПЭ относятся к группе Б. Категория по бесперебойности определялась исходя из требований [1], оценки участия ПЭ в технологическом процессе и его влияния на безопасность персонала.

Таблица 2.1 - Перечень оборудования цеха и данные для расчета электрических нагрузок по допустимому нагреву.

Номер ПЭ

на плане цеха

Наименование

Установленная мощность ПЭ, кВт

Продолжительность включения ПВ, %

Индивидуальный коэффициент использования kи.а.

Коэффициент Мощности cos ц

Участие ПЭ в техн. смене:

«+» - участвует,

«-» неучаствует,

«*» - резерв.

Категория

безперебойности

Характеристика Графика

Нагрузки

А-пост.

Б-перем.

1

2

C1-01

Станок

20

100

0,14

0,6

+

-

3

Б

С1-02

Станок

20

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С1-03

Станок

14

100

0,14

0,6

+

-

3

Б

С1-04

Станок

14

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

Т1-05

Сварочный трансформатор дуговой сварки

30

65

0,3

0,35

+

-

2

Б

Т1-06

Сварочный трансформатор дуговой сварки

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т1-07

Сварочный трансформатор дуговой сварки

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

В1-08

Вентилятор

14

100

0,65

0,8

+

+

1

А

Т1-09

Сварочный трансформатор дуговой сварки

30

65

0,3

0,35

+

-

2

Б

Т1-10

Сварочный трансформатор дуговой сварки

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т1-11

Сварочный трансформатор дуговой сварки

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

П1-12

Пресс

40

100

0,35

0,65

+

-

3

Б

П1-13

Пресс

40

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

П1-14

Пресс

40

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

Т1-15

Сварочный трансформатор дуговой сварки

30

65

0,3

0,35

+

-

2

Б

Т1-16

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т1-17

Сварочный трансформатор дуговой сварки

30

65

0,3

0,35

+

-

2

Б

В1-18

Вентилятор

14

100

0,65

0,8

+

+

1

А

Т1-19

Сварочный трансформатор дуговой сварки

30

65

0,3

0,35

+

+

2

А

Т1-20

Сварочный трансформатор дуговой сварки

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т1-21

Сварочный трансформатор дуговой сварки

30

65

0,3

0,35

+

-

2

Б

В1-22

Вентилятор

14

100

0,65

0,8

+

+

1

А

Т1-23

Сварочный трансформатор дуговой сварки

30

65

0,3

0,35

+

+

2

А

Т1-24

Сварочный трансформатор дуговой сварки

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

К1-01

Кран (Q=10т)

29,2

25

0,35

0,45

+

+

2

Б

П2-01

Пресс

28

100

0,35

0,65

+

-

3

Б

П2-02

Пресс

28

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

П2-03

Пресс

28

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

П2-04

Пресс

20

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

П2-05

Пресс

20

100

0,35

0,65

+

-

3

Б

П2-06

Пресс

20

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

П2-07

Пресс

20

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

С2-08

Станок

10

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С2-09

Станок

10

100

0,14

0,6

+

-

3

Б

С2-10

Станок

10

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С2-11

Станок

10

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С2-12

Станок

7

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С2-13

Станок

7

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

В2-14

Вентилятор

10

100

0,65

0,8

*

*

1

А

В2-15

Вентилятор

10

100

0,65

0,8

+

+

1

А

В2-16

Вентилятор

10

100

0,65

0,8

+

+

1

А

В2-17

Вентилятор

10

100

0,65

0,8

+

+

1

А

Т2-18

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

-

2

А

Т2-19

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т2-20

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т2-21

Сварочный трансформато

30

65

0,3

0,35

+

-

2

Б

Т2-22

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т2-23

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т2-24

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

-

2

Б

Т2-25

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

-

2

Б

Т2-26

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т2-27

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

-

2

Б

К2-01

Кран(Q=10т)

29,2

25

0,35

0,45

+

+

2

Б

К2-02

Кран(Q=10т)

29,2

25

0,35

0,45

+

+

2

Б

П3-01

Пресс

28

100

0,35

0,65

+

-

3

Б

П3-02

Пресс

28

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

П3-03

Пресс

28

100

0,35

0,65

+

-

3

Б

П3-04

Пресс

28

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

П3-05

Пресс

28

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

П3-06

Пресс

28

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

П3-07

Пресс

4

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

П3-08

Пресс

4

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

П3-09

Пресс

4

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

С3-10

Станок

10

100

0,14

0,6

+

+

3

С3-11

Станок

10

100

0,14

0,6

+

-

3

Б

С3-12

Станок

10

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С3-13

Станок

10

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С3-14

Станок

10

100

0,14

0,6

+

-

3

Б

С3-15

Станок

10

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С3-16

Станок

7,5

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С3-17

Станок

7,5

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

В3-18

Вентилятор

7,5

100

0,65

0,8

*

*

1

А

В3-19

Вентилятор

7,5

100

0,65

0,8

*

*

1

А

В3-20

Вентилятор

7,5

100

0,65

0,8

+

+

1

А

В3-21

Вентилятор

7,5

100

0,65

0,8

+

+

1

А

В3-22

Вентилятор

7,5

100

0,65

0,8

+

+

1

А

Т3-23

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

-

2

А

Т3-24

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т3-25

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т3-26

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

-

2

Б

Т3-27

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т3-28

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т3-29

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т3-30

Сварочный трансформатор+

30

65

0,3

0,35

+

-

2

Б

Т3-31

Сварочный трансформато

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т3-32

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

Т3-33

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

-

2

Б

Т3-34

Сварочный трансформатор

30

65

0,3

0,35

+

+

2

Б

К3-01

Кран(Q=10т)

29,2

25

0,35

0,45

+

+

2

Б

П4-01

Пресс

28

100

0,35

0,65

+

-

3

Б

П4-02

Пресс

28

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

П4-03

Пресс

28

100

0,35

0,65

+

+

3

Б

С4-04

Станок

10

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С4-05

Станок

10

100

0,14

0,6

+

-

3

Б

С4-06

Станок

10

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С4-07

Станок

10

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С4-08

Станок

10

100

0,14

0,6

+

-

3

Б

С4-09

Станок

10

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С4-10

Станок

4,5

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С4-11

Станок

4,5

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С4-12

Станок

4,5

100

0,14

0,6

+

-

3

Б

С4-13

Станок

4,5

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

С4-14

Станок

4,5

100

0,14

0,6

+

+

3

Б

В4-15

Вентилятор

20

100

0,65

0,8

+

+

1

А

В4-16

Вентилятор

20

100

0,65

0,8

+

+

1

А

В4-17

Вентилятор

20

100

0,65

0,8

+

+

1

А

А4-18

Сварочный

дуговой автомат

80

100

0,3

0,35

+

+

2

А

А4-19

Сварочный

дуговой автомат

80

100

0,3

0,35

+

+

2

Б

А4-20

Сварочный

дуговой автомат

80

100

0,3

0,35

+

+

2

Б

А4-21

Сварочный

дуговой автомат

80

100

0,3

0,35

+

-

2

Б

К4-01

Кран(Q=10т)

29,2

25

0,35

0,45

+

+

Б

Результаты расчета электрических нагрузок силового оборудования методом упорядоченных диаграмм для двух смен представлены в виде таблицы 2.2.

Таблица 2.2 - Результат расчета нагрузки по допустимому нагреву методом упорядоченных диаграмм

Технологическая

смена

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву по:

активной мощности

(,кВт)

реактивной мощности

(,кВАр)

полной

мощности

(,кВА)

I

997,4223

1433,8187

1746,62

II

669,58

1010,8

1212,457

2.2 Расчет электрической нагрузки осветительной сети

2.2.1 Светотехническая задача

Во всех помещениях цеха устанавливается освещение, соответствующее разряду зрительных работ. Аварийное освещение не предусматривается ни в цехе, ни в административно-бытовых помещениях. Эвакуационное освещение не требуется, поскольку в цеху работает менее 50 человек [4]. Рассчитаем рабочее освещение.

Питание светильников общего освещения всех помещений будем осуществлять от электрической сети напряжением 220 В переменного тока с изолированной нейтралью, что более безопасно для обслуживающего персонала.

Обоснуем категорию зрительных работ в цехе и служебно-бытовых помещениях, пользуясь [5]. Так как наименьший размер объекта различения в цехе более 5мм, а характеристика зрительных робот - грубая, очень малая точность, то принимаем разряд зрительных работ VI. В служебно-бытовых помещениях выполняются зрительные работы малой точности, наименьший размер объекта различения находится в пределах от 1 до 5 мм, контраст объекта различения с фоном средний, фон светлый, что соответствует разряду зрительных работ V г .

Выбираем только систему общего освещения для всех видов помещений, так как для разрядов зрительных работ V, VI система местного освещения не обязательна [6]. Пользуясь [5] для соответствующих разрядов зрительных работ выбранных ранее находим нормативную освещенность:

1) В цехе (разряд зрительных работ VI а) ЕН=75 лк.

2) В служебно-бытовом помещении (разряд зрительных работ V г) ЕН=100 лк.

Для освещения цеха применим ртутные лампы высокого давления ЛДР со светильниками ЛД-40, а для освещения служебно-бытовых помещений применим люминесцентные лампы типа ЛБ со светильниками ОДОР.

Таблица 2.3 - Светотехническое решение по исполнению системы искусственного освещения помещений цеха

Наименование помещения

Освещенность, лк

Тип светильника

Удельная нагрузка осветительной сети на единицу площади щ100, Вт/мІ

Производственные помещения

75

ЛДР ЛД-40

4,5

Служебно-бытовые помещения

100

ОДОР ЛБ

5,3

2.2.2 Электрическая нагрузка освещения

Для расчета электрических нагрузок осветительной сети воспользуемся методом удельной нагрузки осветительной сети на единицу площади.

, (2.1)

где Руст - установленная нагрузка светильников;

щ - удельная нагрузка осветительной сети на единицу площади светильников, Вт/мІ; S - площадь помещения.

Удельная нагрузка осветительной сети на единицу площади:

, (2.2)

где щ - удельная нагрузка осветительной сети на единицу площади;

щ100 - удельная нагрузка осветительной сети на единицу площади при освещенности помещения 100 лк; Ен - нормативная освещенность помещения.

Таблица 2.4 - Установленные нагрузки систем искусственного освещения помещений

Наименование помещения

Pуст, кВт

Производственные помещения

11,66

Служебно-бытовые помещения

1,9

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву по активной мощности на вводе в помещение определяется произведением установленной мощности на коэффициент запаса:

Ррасчуст •Кз, (2.3)

где Ррасч - расчетная нагрузка по допустимому нагреву по активной мощности системы искусственного освещения;

Руст - установленная нагрузка системы искусственного освещения;

Кз - коэффициент запаса, учитывающий ухудшение освещающей способности лампы со временем. Кз=1,5 - для газоразрядных ламп, установленных в цеховом помещении; Кз=1,5- для газоразрядных ламп, установленных в служебно-бытовых помещениях. Расчетная нагрузка по реактивной мощности на вводе в помещение рассчитывается по формуле:

, (2.4)

где Qрасч - расчетная нагрузка по допустимому нагреву по реактивной мощности системы искусственного освещения; Ррасч - расчетная нагрузка по допустимому нагреву по активной мощности системы искусственного освещения; cosц - коэффициент мощности светильников (cosц=0,57).

Таблица 2.5 - Расчетные нагрузки систем искусственного освещения помещений

Наименование помещения

Pрасч, кВт

Qрасч, кВАр

Производственные помещения

17,49

25,211

Служебно-бытовые помещения

2,85

4,11

Расчетные нагрузки узла по допустимому нагреву по полной мощности осветительной сети, рассчитываются как алгебраическая сумма нагрузок.

2.3 Суммарная расчетная нагрузка цеха по допустимому нагреву

Суммарная расчетная нагрузка по допустимому нагреву является суммой расчетных нагрузок по допустимому нагреву силовой и осветительной сети. Результаты расчетов приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Расчетные нагрузки по допустимому нагреву силовой и осветительной сети и суммарная расчетная нагрузка по допустимому нагреву

№ смены

Загрузка

смены

Силовая сеть

Осветительная сеть

Суммарная нагрузка

Pрасч, кВт

Qрасч, кВАр

Sрасч, кВА

Ррасч, кВт

Qрасч, кВАр

Sрасч, кВА

Pрасч, кВт

Qрасч, кВАр

Sрасч, кВА

1

1

997,42

1433,82

1746,62

20,34

29,321

35,69

1017,76

1463,14

1782,31

2

0,78

669,58

1010,8

1212,46

20,34

29,321

35,69

689,92

1040,12

1248,13

3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВНЕШНЕЙ СЕТИ ПИТАНИЯ ОБЪЕКТА

3.1 Выбор количества силовых трансформаторов

Выбор числа и мощности трансформаторов для цеховых промышленных предприятий должен быть технически и экономически обоснованным, так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения. Количество трансформаторов также зависит от категории ПЭ по бесперебойности электроснабжения [1].

В цехе металлоконструкций значительную часть электрической нагрузки составляют ПЭ II и III категории, питание которых допускается осуществлять от одного трансформатора при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента, будут не более суток.

Также в цеху размещены ПЭ I категории, питание которых необходимо осуществлять от двух взаимно резервирующих источников электрической энергии.

Учитывая характер загрузки смен и наличие ПЭ различных категорий по бесперебойности питания, рассмотрим 2 варианта электроснабжения цеха металлоконструкций:

1) питание ПЭ 0,4 кВ осуществляется от однотрансформаторной подстанции 10/0,4 кВ (с учетом наличия складского резерва трансформатора). ТП 10/0,4 цеха подключается к ГРП завода с помощью кабельной линии 10 кВ.

При этом есть возможность осуществить питание от соседней ТП с помощью кабельной линии 0,4 кВ (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 - Схема подключения однотрансформаторной ПС к ГРП

3) питание ПЭ 0,4кВ осуществляется от двухтрансформаторной ПС 10/0,4кВ, подключенной к ГРП с помощью кабельной линии 10кВ. Оба трансформатора равной мощности и питают отдельные секции шин (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 - Схема подключения двухтрансформаторной ПС к ГРП

3.1.1 Однотрансформаторная ПС 10/0,4кВ

В НУРе на 1 трансформатор будет приходиться вся нагрузка от ПЭ 0,4кВ. В случае выхода из строя трансформатора все ПЭ 0,4кВ будут отключены на время, необходимое для его ремонта или замены. Исходя из этого, пропускная способность трансформатора по реактивной мощности в ПУРе проверяться не будет. Расчетные данные по допустимому нагреву для ТР в НУРе показаны в таблице 3.1

Таблица 3.1 - Расчетные данные по допустимому нагреву для ТР в НУРе

Номер смены

Нагрузка по допустимому нагреву

Pрасч, кВт

Qрасч, кВАр

Sрасч, кВА

1

1017,76

1463,14

1782,31

2

689,92

1040,12

1248,13

3.1.2 Двухтрансформаторная ПС 10/0,4кВ

Распределим нагрузку по трансформаторам в НУРе так, чтобы распределение между ними было по 50% на каждый. ПЭ, которые будут подключены к данным трансформаторам приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Приемники электрической энергии, подключенные к трансформатору №1 и трансформатору №2

Номер трансформатора

Наименование ПЭ

№1

С1-01, С1-02, С1-03, С1-04, Т1-05,

Т1-06, Т1-07, В1-08, Т1-09, Т1-10,

Т1-11, П1-12, П1-13, П1-14, Т1-15,

Т1-16, Т1-17, В1-18, Т1-19, Т1-20,

Т1-21, В1-22, Т1-23, Т1-24, К1-01,

П2-01, П2-02, П2-03, П2-04, П2-05,

П2-06, П2-07, С2-08, С2-09, С2-10,

С2-11, С2-13, В2-14, В2-15, В2-16,

В2-17, Т2-18, Т2-19, Т2-20, Т-21, Т2-22, Т2-23, Т2-24, Т2-25, Т2-26, Т2-27, К2-01, К2-02,

50% освещения

Номер трансформатора

Наименование ПЭ

№2

П3-01, П3-02, П3-03, П3-04, П3-05,

П1-06, П3-07, П3-08, П3-09, С3-10,

С3-11, С3-12, С3-13, С3-14, С3-15,

С3-16, С3-17, В3-18,В3-19, В3-20,

В3-21, В3-22, Т3-23, Т3-24, Т3-25, Т3-26, Т3-27, Т3-28, Т3-29, Т3-30, Т3-31, Т3-32, Т3-33, Т3-34, К3-01, П4-01,

П4-02, П4-03,

С4-04, С4-05, С4-06, С4-07, С4-08,

С4-09, С4-10, С4-11, С4-12, С4-13,

С4-14, В4-15, В4-16, В4-17, А4-18,

А4-19, А-20, А4-21, К4-01,

К4-01, 50% освещения

Результаты расчета электрических нагрузок по допустимому нагреву в НУРе на каждый из трансформаторов приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Результаты расчета электрических нагрузок по допустимому нагреву по трансформаторам в НУРе

Номер смены

Трансформатор №1

Трансформатор №2

Pрасч, кВт

Qрасч, кВАр

Sрасч, кВА

Pрасч, кВт

Qрасч, кВАр

Sрасч, кВА

1

505,8

730,57

888,56

507,5

728,44

887,8

2

340,52

518,76

620,54

344,79

522,74

629,21

При выходе из строя трансформатора №1, к трансформатору №2 подключается: осветительная сеть, приемники І категории и часть приемников ІІ категории. При выходе из строя трансформатора №2, к трансформатору №1 подключается также приемники І и ІІ категории, а также освещение. Рассчитаем электрические нагрузки по допустимому нагреву в ПУРе, результаты расчета приведем в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Результаты расчета электрических нагрузок по допустимому нагреву в ПУРе

Режим работы

Электрическая нагрузка по допустимому нагреву по

активной мощности, кВт

реактивной мощности, кВАр

полной

мощности, кВА

ПУР

569,175

743,4

936,27

3.2 Расчет мощности силовых трансформаторов

Вариант 1

В первом варианте в цехе находится однотрансформаторная ПС, к которой подключены все ПЭ.

Во втором случае в послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора), для надежного электроснабжения ПЭ, предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора.

Осуществим выбор мощности силового трансформатора для первого варианта схемы. Для оценки пропускной способности трансформатора по реактивной мощности рассчитаем величину реактивной мощности, выделяемую энергосистемой в сеть потребителя, по формуле:

, (3.1)

где - значение расчетной нагрузки по допустимому нагреву по активной мощности узла в НУР.

Выбираем коэффициент загрузки трансформатора - . При преобладании ПЭ ІІ и IIІ категории, =0,85.

Рассчитаем мощность трансформатора:

, (3.2)

.

Выбираем трансформатор марки ТМ-630 10/0,4 [4].

Оценим пропускную способность трансформатора по реактивной мощности:

(3.3)

.

По пропускной способности выбранный трансформатор нам подходит.

Для первого варианта схемы выбираем трансформатор ТМ-1600 10/0,4 с параметрами:

- номинальная мощность =1600 кВА;

- напряжение на высокой стороне UВН=10 кВ;

- напряжение на низкой стороне UНН=0,4 кВ

- напряжение короткого замыкания UКЗ=5,5%;

- потери холостого хода РХ=3,3 кВт;

- потери короткого замыкания ДРК=18 кВт;

- ток холостого хода IХ=1,3%.

Рассчитаем коэффициенты загрузки трансформатора для второго варианта.

, (3.1)

где - коэффициент перегрузки, зависящий от системы охлаждения трансформатора (для масляных );

- расчетная загрузка по допустимому нагреву в ПУРе по активной мощности;

- расчетная загрузка по допустимому нагреву в НУРе по активной мощности.

Таким образом коэффициент загрузки трансформатора №1 в НУРе будет равен:

.

Аналогично коэффициент загрузки трансформатора №2 в НУРе :

.

Расчетная необходимая мощность трансформатора:

, (3.4)

где - коэффициент загрузки трансформатора в НУРе.

Расчетная необходимая мощность трансформатора:

(кВА).

Выбираем трансформатор марки ТМ-630 10/0,4 [7] с такими параметрами:

- номинальная мощность =630 кВА;

- напряжение на высокой стороне UВН=10 кВ;

- напряжение на низкой стороне UНН=0,4 кВ

- напряжение короткого замыкания UКЗ=5,5%;

- потери холостого хода РХ=1,56 кВт;

- потери короткого замыкания ДРК=8,5 кВт;

- ток холостого хода IХ=2%.

Вариант 1

Рассчитаем пропускную способность выбранного трансформатора по реактивной мощности:

, (3.5)

(кВАр).

Вариант 2

Рассчитаем пропускную способность трансформаторов по реактивной мощности:

(кВАр),

(кВАр),

, (3.6)

(кВАр).

Из-за отсутствия информации о величине реактивной мощности, выделяемой энергосистемой потребителю, будем вычислять ее по такой формуле:

, (3.7)

где - такой тангенс угла , который обеспечит устойчивую работу энергосистемы;

- значение оптимальной реактивной мощности, передаваемой из энергосистемы в сеть предприятия в период максимальных нагрузок энергосистемы для проектируемых и действующих предприятий.

Значение задаются энергосистемой. Как правило, это значение приравнивают к .

(кВАр);

Как видим, пропускная способность каждого трансформатора в отдельности как в первом, так и во втором варианте позволяет обеспечить передачу реактивной мощности как в НУРе, так и в ПУРе. Следовательно, осуществлять компенсацию требуемой реактивной мощности можно как по высокой, так и по низкой стороне.

3.3 Расчет потерь в силовом трансформаторе

При эксплуатации силового трансформатора имеют место потери мощности в его обмотках. Эти потери состоят из потерь мощности холостого хода, которые не зависят от загрузки трансформатора, и загрузочных потерь мощности. Для нахождения потерь мощности в обмотках трансформатора вычисляем сопротивления обмоток:

, (3.8)

, (3.9)

где r и x - соответственно активное и реактивное сопротивления обмоток трансформатора;

ДРКЗ - потери активной мощности короткого замыкания силового трансформатора;

UН - номинальное напряжение силового трансформатора;

SН - номинальная мощность силового трансформатора;

ДuК - напряжение короткого замыкания силового трансформатора, %.

Зная активное и реактивное сопротивления обмоток, находим потери мощности:

, (3.10)

, (3.11)

где ДР и ДQ - соответственно потери активной и реактивной мощностей в обмотках силового трансформатора;

S - нагрузка на силовой трансформатор;

UН - номинальное напряжение силового трансформатора;

r и x - соответственно активное и реактивное сопротивления обмоток трансформатора. Потери реактивной мощности холостого хода силового трансформатора:

, (3.12)

где ДQX - потери реактивной мощности холостого хода силового трансформатора;

ДIX - ток холостого хода силового трансформатора;

SН - номинальная мощность силового трансформатора.

Результаты расчетов для обоих вариантов сведем в таблицы 3.5-3.7.

Таблица 3.5 - Потери мощности в трансформаторе (вариант 1)

Номер смены

ДPх, кВт

ДQх, кВАр

ДQ, кВАр

УДQ, кВАр

I

3,3

20,8

34,9

55,7

II

3,3

20,8

23,67

44,47

Таблица 3.6 - Потери мощности в трансформаторе №1 (вариант 2)

Номер смены

ДPх, кВт

ДQх, кВАр

ДQ, кВАр

УДQ, кВАр

I

1,31

8,19

45,94

54,13

II

1,31

8,19

32,43

40,62

Таблица 3.7 - Потери мощности в трансформаторе №2 (вариант 2)

Номер смены

ДPх, кВт

ДQх, кВАр

ДQ, кВАр

УДQ, кВАр

I

1,31

8,19

45,3

53,49

II

1,31

8,19

32,1

40,3

3.4 Выбор конденсаторных установок

Вариант 1

Компенсация реактивной мощности осуществим на нижней стороне ТП.

Вычислим необходимую мощность КУ с учетом потерь в трансформаторе:

, (3.13)

где - мощность конденсаторной установки;

- расчетная нагрузка цеха по допустимому нагреву по реактивной мощности;

- суммарные потери реактивной мощности в силовом трансформаторе;

- реактивная мощность, выделяемая энергосистемой в сеть потребителя.

Для I смены: кВАр.

Для II смены: кВАр.

Выберем низковольтную регулируемую конденсаторную установку модульного типа УКР 1200-0,4-500 УЗ [8]. Номинальная мощность установки 1200 кВАр, мощность ступени 500 кВар.

Вариант 2

Компенсация реактивной мощности может осуществляться как на верхней стороне, так и на нижней стороне ТП.

Вычислим необходимую мощность КУ с учетом потерь в трансформаторе, при этом компенсация будет осуществляться по каждому трансформатору в отдельности.

Трансформатор №1:

Для I смены: кВАр.

Для II смены: кВАр.

Трансформатор №2:

Для I смены: кВАр.

Для II смены: кВАр.

Применим для трансформаторов низковольтную регулируемую конденсаторную установку УКР-0,4-700-225 У3.

3.5 Выбор выключателя на РП 10 кВ

ТП 10/0,4 подключена с помощью кабельной линии к ячейке 10 кВ ГРП. Для выбора выключателя мощности необходимо сначала рассчитать рабочий ток, протекающий через него (в наиболее нагруженной смене).

В обоих вариантах системы электроснабжения цеха металлоконструкций, выключатель установленный в ячейке ГРП 10кВ одинаковый.

Для выбора выключателя мощности воспользуемся данными расчета нагрузок по допустимому нагреву, поскольку через выключатель в обоих вариантах будет протекать ток создаваемый суммарной электрической нагрузкой цеха. Потерями активной мощности в трансформаторе пренебрегаем.

(3.14)

где - полная мощность, протекающая через выключатель;

- расчетная нагрузка по допустимому нагреву по активной мощности;

- реактивная мощность, выдаваемая энергосистемой в сеть потребителя.

Номинальный ток выключателя:

(3.15)

где UH - номинальное напряжение (UH=10 кВ)

По условию задания токи короткого замыкания на шинах РП кА и кА.

Выбираем выключатель ВВ/TEL-10-20/630 У2 с параметрами [9]:

- номинальное напряжение: Uhom = 10 кВ;

- номинальный ток: Iном = 630 А;

- номинальный ток отключения: Iоткл.ном = 20 кА;

- наибольший пик сквозного тока КЗ: i сквоз.мах=52 кА;

- ток термической стойкости (время протекания tт = 3 секунды): Iт=20 кА; собственное время отключения выключателя: tсобств.откл = 0,025 с;

- номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе КЗ: вН = 0,4.

Выключатель выбираем по следующим условиям [11]:

1)По номинальному напряжению:

;(3.16)

2)По рабочему току:

(3.17)

3)По коммутационной способности на симметрический ток к.з.:

(3.18)

где Іп(ф) - действующее значение периодической составляющей тока к.з. в момент времени ф после начала расхождения дугогасящих контактов выключателя;

Іоткл.н. - номинальный ток при к.з., который способен отключить выключатель.

4)По коммутационной способности на асимметрический ток к.з.:

(3.19)

где іа(ф) - апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов, іа(ф)=11,2 кА;

вн - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе к.з.;

5)По электродинамической стойкости:

(3.20)

где Іпр.скв. - действующее значение предельного сквозного тока к.з.;

6)По термической стойкости:

(3.21)

(3.22)

1) Uуст.=Uн=10 кВ;

2) Ір.мах < Ін;

61,35 А < 630 А;

3) ІП(ф) < Ін.откл;

12,8 кА < 20 кА;

4)

30 кА<39,59 кА;

5) іу < іпр.скв.;

12,8 кА < 51 кА;

6)

69,63 кА2·с < 1200 кА2·с.

Все условия выполняются, поэтому данный выключатель подходит.

3.6 Выбор питающего кабеля 10 кВ

Выбор сечения жил осуществляем по длительно допустимому току нагрева кабеля [1]:

(3.23)

В НУР ток, проходящий через кабель (3.13):

,

Согласно [1] выбираем кабель марки АСБ-3Ч16 [12]:

- трехжильный кабель с сечением жилы 10ммІ;

- алюминиевая проводящая жила;

- бронированный с двумя стальными лентами;

- с защитным наружным покровом, с поясной изоляцией и освинцованными жилами;

- для прокладки в земле;

- удельные сопротивления кабеля [13]:

x0=0,11 Ом/км;

r0=1,84 Ом/км.

Проверяем кабель по условию (3.21):

Проверим выбранный кабель на термическую стойкость [11]:

(3.24)

где Fmin - минимальное сечение кабеля;

СТ - тепловой импульс, он равен 90АІ·с/ммІ

Вк - интеграл Джоуля, он рассчитывается по формуле (3.20):

.

По термической стойкости кабель АСБ 3Ч10 нам не подходит.

Выбираем кабель АСБ 3Ч120, для которого согласно [13]:

x0= 0,09Ом/км; r0= 0,62Ом/км.

3.7 Технико-экономическое сравнение двух вариантов

Стоимость установленного оборудования приведена в таблице 3.9.

Таблица 3.8 - Стоимость оборудования в отличающейся части обоих вариантов

I вариант

IІ вариант

Наименование

Стоимость

Наименование

Стоимость

ТМ-1600

43700 грн

ТМ-630

34350 грн

ТМ-630

34350 грн

КТП-ТК-1600/10/0,4

29450 грн

КТП-ТК-630/10/0,4

26800 грн

КТП-ТК-630/10/0,4

26800 грн

УКР 1200-0,4-500 УЗ

9850 грн

УКР-0,4-700-225 У3

4890 грн

УКР-0,4-700-225 У3

5250 грн

АСБ-120-1 (75м)

42725 грн

АСБ-3Ч120-6 (75м)

19417 грн

Сумма:

125725 грн

Сумма:

151857 грн

Капитальные затраты на приобретение, доставку и монтаж электрического оборудования определяются по формуле:

К=Сомтр, (3.25)

где К - капитальные затраты, грн;

Со - стоимость электрического оборудования, грн;

См - стоимость монтажных работ (10% от Со), грн;

Стр - транспортные расходы (5% от Со), грн.

Расчет капитальных затрат сводим в таблицу 3.9.

Таблица 3.9 - Капитальные затраты на приобретение, доставку и монтаж электрического оборудования

Наименование затрат

Сумма, грн

I вариант

II вариант

1

Стоимость электрического оборудования

125725

151857

2

Стоимость монтажных работ

12572,5

15185,7

3

Транспортные расходы

6286,25

7592,85

Итого

144583,75

174635,55

Наиболее экономичным решением является вариант, отвечающий техническим требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты. Если приведенные затраты отличаются на 5-10 %, предпочтение следует отдавать варианту с меньшими капиталовложениями, с лучшими качественными показателями.

Приведенные затраты, являются мерой стоимости, определяются для изменяемой части сопоставимых вариантов по выражению [13]:

, (3.26)

где - коэффициент приведения (нормативный коэффициент эффективности), равный 0,12;

- единовременные капиталовложения, определяющие в действующих ценах, с учетом стоимости монтажа и строительной части. Значения капиталовложений применяют к типовым проектам или к имеющимся рабочим проектам по ценам на оборудование и его монтаж, а также по ведомственным справочным материалам;

- ежегодные издержки производства при нормальной эксплуатации;

- ежегодный ущерб от нарушения электроснабжения по причине аварии и ремонта. Ежегодные издержки производства при единовременном вводе сооружения в эксплуатацию для каждого периода t определяются по соответствующим значениям амортизационных отчислений , затрат на электроэнергию и расходов на эксплуатацию [13]:

, (3.27)

Амортизационные отчисления, рассчитываются по годовым нормам амортизации , от капиталовложений на вновь сооружаемые элементы электроснабжения:

, (3.28)

Вариант 1

(грн).

Вариант 2

(грн).

Затраты на электроэнергию определяются стоимостью электроэнергии в электрической сети рассматриваемого варианта:

, (3.29)

где - тариф НКРЭ на электроэнергию (май), коп/(кВт•час) [14];

- потери мощности соответственно в 1 и 2 смене, кВт.

Потери мощности в обеих сменах определяются по формуле:

, (3.30)

- потери КЗ в трансформаторе, кВт;

- потери ХХ в трансформаторе, кВт.

Вариант 1

(кВт);

(кВт);

(грн).

Вариант 2

(кВт);

(кВт);

(грн).

Расходы по эксплуатации обычно принимаются равными затратам на текущий ремонт, так как заработная плата, общецеховые и другие расходы одинаковы. Они определяются по нормативным отчислениям в долях единицы от капиталовложений [13]:

, (3.31)

Вариант 1

(грн).

Вариант 2

(грн).

Вариант 1

(грн).

Вариант 2

(грн).

Ежегодный ущерб У от нарушения электроснабжения по причине аварии и ремонта определяется по формуле:

, (3.32)

где - удельные показатели ущерба от перерыва электроснабжения, отнесенные соответственно к аварийному и плановому недоотпуску электроэнергии, грн/(кВт•час);

- недоотпуск электроэнергии в обеих сменах соответственно по причине аварии и планового ремонта, кВт•час.

Значение может быть найдено по формуле:

, (3.33)

где - расчетная нагрузка по допустимому нагреву для соответствующей смены, кВт;

- вероятность неработоспособного состояния сети соответственно по причине аварии и планового ремонта.

Вероятность неработоспособного состояния сети вычисляется при помощи формул теории вероятностей и значений вероятности неработоспособного состояния определенных элементов сети, которые рассчитываются по формуле:

, (3.344)

где - параметр потока отказов элементов электроснабжения, 1/год [3];

- среднее время восстановления элементов электроснабжения, лет [3].

Вариант 1

Рисунок 3.3 - Схема подключения однотрансформаторной подстанции к ГПП для расчета ущерба от нарушения электроснабжения

Зададимся начальными условиями:

1. будем считать, что пропускная способность каждой КЛ в отдельности составляет 100% от Sрасч;

2. ущерб наступит в случае, когда на шинах РУ 0,4кВ будет отсутствовать напряжение.

Рассчитаем значение вероятности выхода из строя для каждого элемента:

· кабельная линия: ; ;

· трансформатор: ; ;

· автомат: ; .

Для вычисления вероятности наступления события А (нет напряжения на шинах РУ 0,4 кВ) при состояниях работоспособности моста (автомат QF-2), воспользуемся формулой полной вероятности, где гипотезы - это состояния моста, а условные вероятности - это соответствующие им вероятности событий. - вероятность неработоспособного состояния сети по причине аварии при работоспособном мосте:

- вероятность неработоспособного состояния сети по причине планового ремонта при работоспособном мосте:

- вероятность неработоспособного состояния сети по причине аварии при неработоспособном мосте:

- вероятность неработоспособного состояния сети по причине планового ремонта при неработоспособном мосте.

Недоотпуск электроэнергии в обеих сменах:

(кВт•час);

(кВт•час);

(кВт•час);

(кВт•час).

Ущерб от нарушения электроснабжения по причине аварии и ремонта:

(грн)

Вариант 2

Рисунок 3.4 - Схема подключения двухтрансформаторной подстанции к ГПП для расчета ущерба от нарушения электроснабжения

Зададимся начальными условиями:

1. будем считать, что пропускная способность каждой КЛ в отдельности составляет 100% от Sрасч;

2. ущерб наступит в случае, когда на обеих секциях шин РУ 0,4кВ будет отсутствовать напряжение.

Рассчитаем значение вероятности выхода из строя для каждого элемента:

· кабельная линия: ; ;

· трансформатор: ; ;

· автомат: ; .

Для вычисления вероятности наступления события А (нет напряжения ни на одной секции шин РУ 0,4 кВ) при состояниях работоспособности моста (автомат QF-3), воспользуемся формулой полной вероятности, где гипотезы - это состояния моста, а условные вероятности - это соответствующие им вероятности событий.

- вероятность неработоспособного состояния сети по причине аварии при работоспособном мосте:

- вероятность неработоспособного состояния сети по причине планового ремонта при работоспособном мосте:

- вероятность неработоспособного состояния сети по причине аварии при неработоспособном мосте:

- вероятность неработоспособного состояния сети по причине планового ремонта при неработоспособном мосте.

Недоотпуск электроэнергии в обеих сменах:

(кВт•час);

(кВт•час);

(кВт•час);

(кВт•час).

Ущерб от нарушения электроснабжения по причине аварии и ремонта:

грн

Вариант 1 (грн).

Вариант 2 (грн).

Как видим из расчета при сравнении двух вариантов первый эффективней поскольку у него затраты меньше, а также капиталовложения значительно меньше чем у второго. Поэтому, в качестве внешней сети питания объекта выбираем сеть с однотрансформаторной подстанцией с возможностью резервного питания от соседней ТП по отдельной КЛ.

4 ФОРМИРОВАНИЕ И РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СИЛОВОЙ СЕТИ ЦЕХА НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000В

В цехе металлоконструкций расположены ПЭ различных категорий (I, II и III) поэтому можно применить смешанную (радиально-магистральную) схему. Приемники электроэнергии цеха объединяются в группу по три и присоединяются одним проводом к силовым пунктам типа ШР11. Шкафы распределительные типа ШР11 имеют рубильник на вводе и предохранители для защиты отходящих линий. Определим количество силовых пунктов и оборудование, которое будет к ним подключено. Результаты показаны в таблицах 4.1-4.7. Для питания ПЭ будем использовать провод АПВ, проложенный в металлической трубе на отметке - 0,2 м.

4.1 Выбор сечения проводов и кабелей 0,4 кВ

Сечение проводов и кабелей до 1000 В выбирают по условию [14]:

(4.1)

где - расчетная нагрузка по допустимому нагреву по полному току;

- поправочный коэффициент на температуру окружающей среды [1];

- поправочный коэффициент на количество одновременно нагруженных проводов, проложенных в трубах, коробах, лотках в количестве больше чем один.

(4.2)

где - кратность защиты, равная отношению длительно допустимого тока провода к номинальному току аппарата защиты [3];

- номинальный ток аппарата защиты.

Таким образом, сечения проводников и кабелей удовлетворяет допустимому нагреву и чувствительности аппарата защиты.

Нулевые проводники выбираются из условия, чтобы их проводимость была не меньше 50% проводимости фазных проводников или проводимости защищенного участка питающей сети.

Выбранные сечения проводов, согласно приведенным выше условиям, для каждой отходящей от СП линии приведены в таблицах 4.1-4.7.

4.2 Выбор аппаратов защиты до 1000В

Плавкие предохранители обеспечивают защиту от токов к.з., причем плавкие вставки выбираются с учетом инерционности ее теплового состояния и теплового состояния патрона.

Безинерционные плавкие предохранители выбираем по правилу:

(4.3)

где - расчетная нагрузка защищаемого узла по допустимому нагреву по полному току;

- пиковый ток узла; - температурный коэффициент (=2,5).

Если к узлу подключаются конденсаторные установки, то плавкая вставка выбирается по условию:

(4.4)

где - мощность конденсаторной установки.

Автоматические выключатели выбираем по следующим условиям:

1) ток теплового расцепителя должен быть больше расчетной нагрузки по допустимому нагреву по полному току узла:

(4.5)

2) ток электромагнитного расцепителя должен удовлетворять выражению:

(4.6)

где - пиковый ток защищаемого элемента. Результаты выбора плавких предохранителей и автоматических выключателей приведены в таблицах 4.1-4.7.Параметры автоматов и предохранителей взяты с [14].

Таблица 4.1 - Распределение ПЭ по фидерам в силовом пункте СП1

Силовой пункт

Тип силового пункта

Фидер

Подключенное оборудование

Марка и сечение провода

Тип и уставка предохранителя

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву по току I, А

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву фидера I, А

СП1

ШР11-73510-54У2

1

С1-01, С1-03

АПВ3x2,5+1x2

ПН2-100 (30)

15,62

262,38

2

С1-02, С1-04, T1-05

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (40)

36,62

3

T1-06, T1-09, T1-07

АПВ3x25+1x16

ПН2-100 (80)

58,92

4

В1-08, Т1-10,

АПВ3x16+1x8

ПН2-100 (50)

35,21

5

Т1-11, Т1-15

АПВ3x2,5+1x2

ПН2-100 (30)

25,42

Таблица 4.2 - Распределение ПЭ по фидерам в силовом пункте СП2

Силовой пункт

Тип силового пункта

Фидер

Подключенное оборудование

Марка и сечение провода

Тип и уставка предохранителя

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву по току I, А

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву фидера I, А

СП2

ШР11-73510-54У2

1

Т1-17, Т1-19,

АПВ3x35+1x25

ПН2-100 (30)

25,35

274,53

2

П1-12, Т1-16,

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (30)

27,76

3

П1-13, П1-14

АПВ3x16+1x8

ПН2-100 (50)

43,23

4

Т1-23, Т1-24

АПВ3x16+1x8

ПН2-100 (30)

25,26

5

В1-18, В1-22

АПВ3x2,5+1x2

ПН2-100 (30)

17,25

6

Т1-20, Т1-21

АПВ3x25+1x16

ПН2-100 (30)

25,53

Таблица 4.3 - Распределение ПЭ по фидерам в силовом пункте СП3

Силовой пункт

Тип силового пункта

Фидер

Подключенное оборудование

Марка и сечение провода

Тип и уставка предохранителя

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву по току I, А

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву фидера I, А

СП3

ШР11-73510-54У2

1

С2-11, С2-12, С2-13

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (40)

45,21

259,23

2

П2-01, П2-02, П2-03

АПВ3x2,5+1x2

ПН2-100 (80)

65,52

3

С2-08, С2-09, С2-10

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (40)

31,12

4

Т2-18, П2-04, П2-05

АПВ3x35+1x25

ПН2-100 (80)

58,23

5

В2-14, В2-15, В2-16

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (40)

34,59

Таблица 4.4 - Распределение ПЭ по фидерам в силовом пункте СП4

Силовой пункт

Тип силового пункта

Фидер

Подключенное оборудование

Марка и сечение провода

Тип и уставка предохранителя

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву по току I, А

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву фидера I, А

СП4

ШР11-73510-54У2

1

Т2-19, Т2-20, Т2-21

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (40)

39,43

265,78

2

П2-06, П2-07, В2-17

АПВ3x2,5+1x2

ПН2-100 (30)

29,76

3

Т2-25, Т2-26, Т2-27

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (40)

35,11

4

Т2-22, Т2-223, Т2-24

АПВ3x35+1x25

ПН2-100 (80)

63,48

Таблица 4.5 - Распределение ПЭ по фидерам в силовом пункте СП5

Силовой пункт

Тип силового пункта

Фидер

Подключенное оборудование

Марка и сечение провода

Тип и уставка предохранителя

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву по току I, А

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву фидера I, А

СП5

ШР11-73505-22У3

1

П3-04, П3-05, П3-06

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (40)

34,23

284,12

2

П3-01, П3-02, П3-03

АПВ3x2,5+1x2

ПН2-100 (30)

29,2

3

П3-07, П3-08, П3-09

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (50)

40,4

4

С3-10, С3-11, С3-12

АПВ3x35+1x25

ПН2-100 (30)

15,12

5

Т3-34, Т3-35

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (40)

38,45

Таблица 4.6 - Распределение ПЭ по фидерам в силовом пункте СП6

Силовой пункт

Тип силового пункта

Фидер

Подключенное оборудование

Марка и сечение провода

Тип и уставка предохранителя

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву по току I, А

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву фидера I, А

СП6

ШР11-73505-22У3

1

С3-16, С3-17, В3-21

АПВ3x35+1x25

ПН2-100 (30)

29,23

312,2

2

Т3-31, Т3-32

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (40)

34,15

3

С3-13, С3-14, С3-15

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (50)

44,4

4

Т3-23, Т3-24, Т3-25, Т3-26

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (40)

34,12

5

В3-18, С3-19, В3-20

АПВ3x35+1x25

ПН2-100 (30)

28,1

6

Т3-27, Т3-28, Т3-29, Т3-30

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (40)

36,45

Таблица 4.7 - Распределение ПЭ по фидерам в силовом пункте СП7

Силовой пункт

Тип силового пункта

Фидер

Подключенное оборудование

Марка и сечение провода

Тип и уставка предохранителя

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву по току I, А

Расчетная нагрузка по допустимому нагреву фидера I, А

СП7

ШР11-73701-22У3

1

П4-01, П4-02, П4-03

АПВ3x+1x25

ПН2-100 (30)

27,42

434,1

2

С4-04, С4-05, С4-06

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (50)

40,4

3

В4-15, В4-16, В4-17

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (40)

33,91

4

С4-08, С4-10, С4-11, С4-12

АПВ3x8+1x4

ПН2-100 (30)

5,51

5

С4-07, С4-09, С4-13, С4-14

АПВ3x35+1x25

ПН2-100 (80)

50,9

6

А4-18, А4-19, А4-20, А4-21

АПВ3x35+1x25

ПН2-100 (40)

35,1

Таблица 4.8 - Автоматические выключатели защищающие силовые пункты

Силовой пункт

СП1

СП2

СП3

СП4

СП5

СП6

СП7

Автомат

А3740Б

А3740Б

А3740Б

А3740Б

А3205

А3730Б

А3710Б

Номиналь-ный ток Iном, А,(ток теплового расцепителя)

630

(400)

630

(400)

630

(400)

630

(400)

630

(400)

630

(400)

630

(400)

5 ОХРАНА ТРУДА

Для защиты людей от поражения электрическим током при прикосновении к токоведущим частям электрооборудования, случайно оказавшихся под напряжением, в установках 0,4кВ и выше должно применятся защитное заземление.

Согласно [1] сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом при линейном напряжении 380 В, для обеспечения этого значения требуется искусственный контур заземления. Произведём выбор конструктивного исполнения и расчёт заземляющего устройства.

Заземление будем производить с внешней стороны цеха (ближе к ТП). Для заземляющего контура будем использовать вертикальные заземляющие электроды диаметром и длинной , соединяющиеся между собой стальной шиной, заложенные на глубину 0,8 м.

Почва, на которой расположен цех - суглинок с песком и гравием, для нее сопротивление грунта 100 Ом•м [13]. Цех расположен во второй климатической зоне - коэффициент сезонности равен 1,5 [13].

Определим расчетное удельное сопротивление почвы:

, (5.1)

где - коэффициент сезонности,

- удельное сопротивление почвы.

Определим сопротивление распространения тока единичного стержневого заземлителя по формуле:

, (5.2)

где - длина заземлителя;

- диаметр стержня;

- расстояние от поверхности земли к средине заземлителя;

, (5.3)

где - глубина заложения заземлителя;

м;

Определим - теоретическое количество заземляющих электродов без учета коэффициента использования .

, (5.4)

где - наибольшее допустимое сопротивление заземляющего устройства согласно [1].

Определим - коэффициент использования вертикальных заземлителей при расположении их в ряд [13] =0,59.

Определим необходимое количество параллельно соединенных единичных заземлителей, которые необходимы для получения допустимых значений сопротивления заземляющего контура по формуле:

, (5.5)

(шт.)

Определим необходимую длину соединительной шины:

, (5.6)

где - необходимое количество вертикальных заземлителей;

- расстояние между вертикальными заземлителями, =3 м.

м.

Определим расчетное сопротивление соединяющей шины по формуле:

, (5.7)

где - эквивалентный диаметр шины шириной , ,, ;

Определим результирующие сопротивление заземляющего контура с учетом соединяющей шины:

(5.8)

где - коэффициент использования соединяющей шины [13].

Результирующее сопротивление заземляющего контура меньше допустимого исходя из этого мы можем применить данный заземляющий контур для заземления нашей КТП, что обеспечит безопасность рабочего персонала.

По периметру каждого пролета проложена шина (20х10 мм) на уровне +45, от которой отходят отпайки на уровень +15 и подключаются к каждому ПЭ 0,4кВ.

ВЫВОДЫ

При выполнении данного курсового проекта были решены следующие задачи. По исходным данным ПЭ выполнен расчет электрических нагрузок по допустимому нагреву и оценено достоверность полученных результатов по придельным критериям. Исходя из категории выполняемых работ, в помещении цеха и служебно-бытового помещения установлено общее освещение с применением ламп типа ДРЛ и ЛБ соответственно, оценено значения нагрузок по допустимому нагреву от осветительного оборудования. Выполнено формирование электрической сети внешнего электроснабжения цеха. При этом для питания цеха установлена однотрансформаторная подстанция. Для осуществления компенсации реактивной мощности установлены БСК, на низкой стороне подстанции.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.Дьяков В. И. Типовые расчеты по электрооборудованию: Метод, пособие.-- 6-е изд., перераб. и доп. -- М: Высш. шк., 1985. ? 143 с.

2.СН 357-77 “Инструкция по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий”.

3.Федоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. - М.:Энергия, 1967. - 415с.

4.Быстрицкий Г.Ф. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов: Учеб. Посбие для вузов.? М.:Издательский центр «Академия», 2003 - 176с.

5.http://energoprojekt.ru/page_catalog_45 - сайт компании «Энергопроэкт».

6.www.expoelectro.ru/production/av/BA5735.html ? Эксполента.

7.Буйний Р.О., Ананьєв В.М., Тисленко В.В. Розрахунок струмів короткого замикання та вибір електрообладнання на електричних станціях та підстанціях. Методичні вказівки для студентів спеціальності 6.090600 “Електричні системи та мережі”.- Чернігів: ЧДТУ., 2004. ? 70с.

8.Алиев И. И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию. 2-е изд., доп. М.: - Высш. школа., 2000. - 255с.

9.Буйний Р.О., Ананьєв В.М., Тисленко В.В. Розрахунок струмів короткого замикання та вибір електрообладнання на електричних станціях та підстанціях. Методичні вказівки для студентів спеціальності 6.090600 “Електричні системи та мережі”.- Чернігів: ЧДТУ., 2004. ? 70с.

10.Справочник по проектированию электроснабжения Под ред, Ю. Г. Барыбина и др. -М.: Энероатомиздат, 1990. -576 с.

34446 - сайт НКРЭ Украины с указанием действующих тарифов.

Делись добром ;)