Заказать курсовую или диплом

Бесплатное скачивание работ

АВТОРИЗАЦИЯ

Подробнее о работе: Дипломная работа: Проектирование внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия

Описание:

Проектирование внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия

Ведомость электрических нагрузок по собственным нуждам

№	Наименование	Р_уст, кВт	Категория
1	Цех №1	400
2	Цех№3	500
3	Маслохозяйство	100
4	Насосная	50
5	Склад	22
6	Испытательная станция	30
7	Точное литье	500
8	Кузнечно-прессовочный цех	450
9	Цех №4( гальванический)	400
10	Компрессорная	200
11		100
12	Гараж	20
13	Столовая	15
14	Административно- бытовой корпус	30
15	Столярная мастерская	50
16	Проходная	10
17	Склад	15

1.1 Определение расчетных электрических нагрузок по объектам СН подстанции

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

Расчет приведем на примере объекта №1 (ГЩУ):

Номинальная мощность: P_н=400 кВт

Коэффициент спроса: К_с=0,85

cosφ=0.8, tgφ=0.75

Расчетная активная нагрузка:

= (1.1)

Расчетная реактивная нагрузка:

(1.2)

Р_р=0,85*400=340 (кВт)

Q_p=340*0,75=255 (кВар)

Полная расчетная нагрузка:

(1.3)

(1.4)

(1.5)

(1.6)

где P_p_._o_.-расчетная осветительная нагрузка;

Р_н.о.-номинальная мощность освещения;

К_с.о.-коэффициент спроса на освещение;

Р_уд –удельная мощность освещения[3];

F –площадь цеха.

Р_н.о=25*897=22500 (Вт)=22,5 кВт

P_p_._o_.=22,5*0,9=20,25 (кВт)

P_p_∑=340+20,25=360,25 (кВт)

Q_p_∑=Q_p

реактивная нагрузка освещения не рассчитывается.

Q_p_∑=265 кВар

(кВА)

Значения расчетных нагрузок по всем объектам собственных нужд заносятся в таблицу №1.1.1

№	Наименование	Силовая нагрузка					Осветительная нагрузка					Расчетная нагрузка
№	Наименование	Р_ном, кВт	К_с	Cosφ/ Tgφ	Р_р,кВт	Q_p,кВар	F,м²	Р_уд, Вт/м²	Р_н.о., кВт	К_с.о.	Р_р.о., кВт	Р_р∑, кВт	Q_р∑, кВар	S_р, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	Цех№1	400	0,85	0,8/0,75	340	255	897	25	22,5	0,9	20,25	360,25	255	441,4
2	Цех №3	500	0,8	0,8/0,75	400	300	604	20	12,08	0,75	9,06	409,06	300	507,3
3	Маслохозяйство	100	0,7	0,75/0,88	70	61,6	168	14	2,36	0,7	1,65	71,65	61,6	94,5
4	Насосная	50	0,7	0,75/0,88	35	30,8	168	14	2,36	0,7	1,65	36,65	30,8	47,9
5	Склад	22	0,7	0,75/0,88	15,4	13,6	49	14	0,7	0,7	0,49	15,89	13,6	20,9
6	Испытательная станция	30	0,65	0,7/1,02	19,5	19,89	16	12	0,19	0,75	0,14	19,64	19,89	27,9
7	Цех №2(точное литье)	500	0,75	0,8/0,75	375	281,25	111	15	1,67	0,8	1,36	376,36	281,25	469,8
8	Кузнечно-прессовочный цех	450	0,8	0,8/0,75	360	270	122	16	1,95	0,8	1,56	361,56	270	451,25
9	Цех №4 (гальванический)	400	0,7	0,75/0,88	280	246,4	122	15	1,84	0,75	1,38	281,4	246,4	374
10	Компрессорная	200	0,7	0,75/0,88	140	123,2	122	15	1,84	0,75	1,38	141,38	123,2	187,5
11	Здание вспомогательного назначения	100	0,7	0,8/0,75	70	52,5	472	20	9,44	0,85	8,02	78,02	52,5	94
12	Гараж	20	0,6	0,8/0,75	12	9	314	10	3,14	0,6	1,88	13,88	9	16,5
13	Столовая	15	0,6	0,8/0,75	9	6,75	180	10	1,8	0,6	1,08	10,08	6,75	12,2
14	Административно-бытовой корпус	30	0,8	0,75/0,88	24	21,2	298	14	4,2	0,6	2,52	26,52	21,2	34
15	Столярная мастерская	50	0,75	0,7/1,02	37,5	38,3	336,4	20	6,74	0,85	5,73	43,23	38,2	57,7
16	Проходная	10	0,7	0,8/0,75	7	5,25	24	15	0,36	0,8	0,3	7,3	5,25	8,9
17	Склад	15	0,5	0,6/1,3	7,5	9,75	165	10	1,65	0,6	0,99	8,5	9,75	12,9
Итого до 1000 В		2892	-	-	2201,9	1744,5	4168,4	-	74,82	-	59,44	2261,4	1744,5	2858,65
Осветительная нагрузка		-	-	-	-	-	174856,6	2	349,7	1	349,7	-	-	-
Итого по СН		2892	-	-	2201,9	1744,5	-	-	424,52	-	409,14	2611,04	1744,5	3140,2

1.2 Определение расчетной мощности по собственным нуждам в целом с учетом компенсирующего устройства

∑Р_р∑=2261,4 кВт

∑Q_р∑=1744,5 кВар

∑S_р∑=2858,65 кВА

Потери в трансформаторах КТП:

∆Р_тц=0,02* S_р∑ (1.7)

∆Q_тц=0,1* S_р∑(1.8)

∆Р_тц=0,02*2858,65=58,2 (кВт)

∆Q_тц=0,1*2858,65=285,865 (кВар)

Расчет нагрузки данной ступени:

_. (1.9)

(1.10)

где Р_{р осв.тер.}- осветительная нагрузка открытой территории.

Р_р=2261,4+58,2+349,7=2669,3 (кВт)

Q_p=1744,5+285,865=2030,4 (кВар)

Расчет нагрузки компенсирующего устройства:

(1.11)

где tgφ_ном- номинальный коэффициент реактивной мощности.

Среднегодовая мощность работы предприятия:

(1.12)

где Т_ма=6000 ч.- число часов использования максимума активной нагрузки[3]

Т_г=6400 ч.-годовое число работы предприятия[3]

Р_сг=2669,3*6000/6400=2502,5 (кВт)

(1.13)

Q_ky=2502,5(0,76-0,33)=1076,1 (кВар)

Выбираем стандартные КУ:

2*УКЛ-10,5-450 93[1]

Потери мощности КУ:

∆Р_ку=0,002*Q_куст. (1.14)

∆Р_ку=0,002*900=1,2 (кВт)

Расчет нагрузки на шинах ЦРП:

(1.15)

(1.16)

Р_рцрп=2669,3+1,8=2671,1 (кВт)

Q_рцрп=2030,4-900=1130,4 (кВар)

Расчетная нагрузка предприятия на этой ступени (питающие линии) с учетом разновременности максимума:

(1.17)

где К_р.м- коэффициент разновременности максимумов нагрузки по активной мощности (К_р.м<1) [3]

(кВА)

1.3 Определение рационального напряжения

Расчетная нагрузка СН S_p=2.76 МВА. В распределительных сетях промышленных предприятиях для питания используют напряжение 6,10 кВ. Напряжение 10 кВ целесообразнее, так как источник питания работает на этом напряжении.

В сложившейся ситуации будет нецелесообразно и неэкономично использовать схему электроснабжения с главной понизительной подстанцией (ГПП). Целесообразно использовать схему с одним приемным пунктом электроэнергии - главный распределительный пункт. (ГРП или ЦРП).

1.4 Картограмма электрических нагрузок и определение центра электрических нагрузок, выбор места расположения ЦРП и ЦТП

С целью определения места расположения ЦРП, а также цеховых ТП при проектировании строят картограмму электрических нагрузок. Картограмма представляет собой размещение на генеральном плане предприятия (или цеха) окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам.

Радиусы окружностей картограммы:

(1.18)

где Р_р_i-расчетная активная нагрузка i-го цеха

m- принятый масштаб для определения площади круга [1].

Расчет составляющих картограммы электрических нагрузок на примере расчета по ТМХ (здание №2).Вводим систему координат XOY. Делим площадь здания на два прямоугольника, находим центры этих фигур.

F₁=274,95 м² F₂=392,9 м²

х₁ =194 м х₂=214 м

у₁=190 м у₂=189 м

Определим центр здания [1]:

(1.19)

(1.20)

(м)

ЦЭМ здания ТМХ имеет координаты (204,8;189,5) м. Расчет по всем потребителям СН сводится в таблице №1.4.1.

Выделим сектор осветительной нагрузки (радиус окружностей и угол нагрузки) на примере ТМХ:

(о.е.)

(1.21)

Определим ЦЭН по предприятию в целом:

ЦЭН предприятия → (208;172,8) м.

Таблица №1.4.1.

№	Координаты центров		F_i, м²	P_i, кВт	∑P_i*x_i	∑Pi*yi	r_i (о.е.)	α⁰	Р_р.ав, кВт
№	x_i, м	y_i, м	F_i, м²	P_i, кВт	∑P_i*x_i	∑Pi*yi	r_i (о.е.)	α⁰	Р_р.ав, кВт
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	104,5	192,5	897	360,25	37646,125	69348,125	3,4	20,08	20,25
2	204,8	189,5	604	409,06	83775,5	77516,9	3,6	8,01	9,06
3	149	418	168	71,65	10675,85	29949,7	1,5	8,4	1,65
4	149	304	168	36,65	5460,85	111441,6	1,1	15,6	1,65
5	146	192,5	49	15,89	2319,94	3058,8	0,7	11,5	0,49
6	123	189	16	19,64	2415,7	3711,96	0,8	2,5	0,14
7	68	195	11	376,36	25592,5	73390,2	3,5	1,25	1,36
8	279	191	122	361,56	100875,24	69057,96	3,4	1,55	1,56
9	369	50	122	281,4	103836,6	14070	2,3	2,9	1,38
10	384	5	122	141,38	54289,9	706,9	2,12	3,5	1,38
11	302	150	472	78,02	23562,04	11703	1,6	35,9	8,02
12	40	195	314	13,88	555,2	2706,6	0,66	49,5	1,88
13	277	106	180	10,08	2792,2	1068,5	0,56	39,5	1,08
14	279	155	298	26,52	7399,08	4110,6	0,9	35,67	2,52
15	116	413	336,4	43,23	5014,68	17853,9	1,2	45,6	5,73
16	304	82	24	7,3	2219,2	598,6	0,48	14,9	0,3
17	230	94	165	8,5	1955	799	0,52	41,9	0,99

∑P_i=2261,4 кВт

∑P_i*x_i=470385,605 кВт

∑Pi*yi=390792,345 кВт

1.5 Выбор количества и мощности ЦТП по удельной плотности нагрузок

Удельная плотность нагрузок σ утверждает экономическую целесообразность выбранного трансформатора ЦТП:

(1.22)

а) σ< 0,2 кВА/м² – принимаются трансформаторы до 1000 кВА включительно;

б) 0,2<σ<0.3 кВА/м² – трансформаторы 1600 кВА;

в) σ≥0,3 кВА/м² – трансформаторы 1600 или 2500 кВА.

Трансформаторы, применяемые на цеховых трансформаторных подстанциях (ЦТП): 100;160;250;400;630;1000;1600 и 2500 кВА.

Цех №1:

σ=441,4/897=0,49 (кВА/м²) – 1600 или 2500 кВт.

Расчеты по другим потребителям производятся аналогично, полученные значения сводятся в таблицу №1.5.1.

Таблица №1.5.1

№	Наименование	Р_р, кВт	Q_р, кВар	S_р, кВА	F, м²	σ, кВА/м²	Количество мощность трансформаторов
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Цех№1	360,25	255	441,4	897	0,49	2*400
2	Цех №3	409,06	300	507,3	604	0,8	2*400
3	Маслохозяйство	71,65	61,6	94,5	168	0,56	2*100
4	Насосная	36,65	30,8	47,9	168	0,28	1*100
5	Склад	15,89	13,6	20,9	49	0,42	1*100
6	Испытательная станция	19,64	19,89	27,9	16	1,7	1*100
7	Цех №2(точное литье)	376,36	281,25	469,8	111	4,2	2*400
8	Кузнечно-прессовочный цех	361,56	270	451,25	122	3,6	2*400
9	Цех №4 (гальванический)	281,4	246,4	374	122	3,1	2*250
10	Компрессорная	141,38	123,2	187,5	122	1,5	2*160
11	Здание вспомогательного назначения	78,02	52,5	94	472	0,19	1*160
12	Гараж	13,88	9	16,5	314	0,05	-
13	Столовая	10,08	6,75	12,2	180	0,07	-
14	Административно-бытовой корпус	26,52	21,2	34	298	0,11	1*100
15	Столярная мастерская	43,23	38,3	57,7	336,4	0,17	1*100
16	Проходная	7,3	5,25	8,9	24	0,37	1*100
17	Склад	8,5	9,75	12,9	165	0,078	-

Далее составляем три варианта распределительных сетей (таблица №1.5.2)

Пункт питания	Потребители	Место расположения	Q_р, кВар	Р_р, кВт	tgφ	Q_рк,кВар	Q_куст, кВар	S_р, кВА	N*S_нт	К_зн	К_зав
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Вариант №1
ТП 1	3,4,15	4	130,7	151,53	0,86	80,3	2*37,5	161,44	2*160	0,5	1,0
ТП 2	1,5,6	1	288,49	395,78	0,73	158,3	2*75	419,3	2*400	0,52	1,04
ТП 3	2,17	2	309,75	417,56	0,74	171,2	2*75	447,1	2*400	0,56	1,12
ТП 4	8,11,13,14,16	11	355,7	483,48	0,74	198,2	2*100	507,9	2*400	0,63	1,26
ТП 5	7,12	7	290,25	390,24	0,74	160	2*75	414,7	2*400	0,52	1,04
ТП 6	9,10	9	369,2	422,78	0,87	228,3	2*100	455,4	2*400	0,57	1,14
Вариант №2
ТП 1	7,12	7	290,25	390,24	0,74	160	2*75	414,7	2*400	0,52	1,04
ТП 2	1,3,4,5,6,15	1	419,19	547,31	0,76	235	2*100	589,6	2*630	0,47	0,94
ТП 3	2,13,16,17	2	321,75	434,94	0,74	178,3	2*75	467,62	2*400	0,58	1,16
ТП 4	8,11,14	8	343,7	466,1	0,74	191,1	2*100	487,7	2*400	0,6	1,2
ТП 5	9,10	9	369,2	422,78	0,87	228,3	2*100	455,4	2*400	0,57	1,14
Вариант №3
ТП 1	3,4,15	4	130,7	151,53	0,86	80,3	2*37,5	161,44	2*160	0,5	1,0
ТП 2	1,5,6	1	288,49	395,78	0,73	158,3	2*75	419,3	2*400	0,52	1,04
ТП 3	2,13,14,16,17	2	342,95	461,46	0,74	189,2	2*75	500,2	2*400	0,62	1,22
ТП 4	8,11	8	322,5	439,58	0,73	175,8	2*75	472,2	2*400	0,59	1,18
ТП 5	7,12	7	290,25	390,24	0,74	160	2*75	414,7	2*400	0,52	1,04
ТП 6	9,10	9	369,2	422,78	0,87	228,3	2*100	455,4	2*400	0,57	1,14

1.6 Потери мощности в трансформаторах ЦТП

(1.24)

(1.25)

где ∆Р_хх, ∆Р_кз- потери мощности холостого хода и короткого замыкания одного трансформатора [2].

К_з- коэффициент загрузки (фактическое значение).

Так как все ЦТП двухтрансформаторные, то

∆Р_2т=2*∆Р_т (1.28)

∆Q_2т=2*∆Q_т (1.27)

Расчетная активная нагрузка:

(1.28)

Расчетная реактивная нагрузка:

Q^/_р=Q_р+∆Q_2т (1.29)

где Q_р= Q_р-Q_ку.ст.

Полная мощность:

Расчеты сводятся в таблицу №1.6.1.

№ ЦТП	Число и мощность трансформаторов	К_з/К²_з	Потери трансформатора					∆Р_2т, кВт	∆Q_2т, кВар	Р^/_р, кВт	Q^/_р,кВар	S^/_р, кВА
№ ЦТП	Число и мощность трансформаторов	К_з/К²_з	Р_хх, кВт	Р_кз, кВт		I_xx %	U_кз %	∆Р_2т, кВт	∆Q_2т, кВар	Р^/_р, кВт	Q^/_р,кВар	S^/_р, кВА
1	2	3	4	5		6	7	8	9	10	11	12
Вариант №1
1	2*160	0,5/0,25	0,42	1,97	2,6		5,5	1,8	12,72	153,33	68,42	167,9
2	2*400	0,52/0,27	0,92	5,5	2,3		5,5	4,8	30,28	400,58	168,77	434,68
3	2*400	0,56/0,31	0,92	5,5	2,3		5,5	5,2	32,04	422,76	191,79	464,23
4	2*400	0,63/0,4	0,92	5,5	2,3		5,5	6,24	36	489,72	191,7	525,9
5	2*400	0,52/0,27	0,92	5,5	2,3		5,5	4,8	30,28	395,04	170,53	430,3
6	2*400	0,57/0,32	0,92	5,5	2,3		5,5	5,36	32,48	428,14	251,68	496,6
Вариант №2
1	2*400	0,52/0,27	0,92	5,5	2,3		5,5	4,8	30,28	395,04	170,53	430,3
2	2*630	0,47/0,22	1,42	7,6	2		5,5	6,18	40,44	553,49	259,63	611,36
3	2*400	0,58/0,34	0,92	5,5	2,3		5,5	5,58	33,36	440,52	205,11	485,93
4	2*400	0,6/0,36	0,92	5,5	2,3		5,5	5,8	34,24	471,9	177,94	504,3
5	2*400	0,57/0,32	0,92	5,5	2,3		5,5	5,36	32,48	428,14	251,68	496,6
Вариант №3
1	2*160	0,5/0,25	0,42	1,97	2,6		5,5	1,8	12,72	153,33	68,42	167,9
2	2*400	0,52/0,27	0,92	5,5	2,3		5,5	4,8	30,28	400,58	168,77	434,68
3	2*400	0,62/0,38	0,92	5,5	2,3		5,5	6,02	35,12	467,48	191,79	520,15
4	2*400	0,59/0,35	0,92	5,5	2,3		5,5	5,68	33,8	445,26	191,7	490,73
5	2*400	0,52/0,27	0,92	5,5	2,3		5,5	4,8	30,28	395,04	170,53	430,3
6	2*400	0,57/0,32	0,92	5,5	2,3		5,5	5,36	32,48	428,14	251,68	496,6

1.7 Расчет распределительной сети

Рабочий ток в линии:

(1.30)

Напряжение в сети 10 кВ и 0,4 кВ.

Расчеты сводятся в таблицу №1.7.1.

Таблица №1.7.1

Наименование линии	Назначение линии	Расчетные мощности			I_p, А	l, км	Способ прокладки кабеля
Наименование линии	Назначение линии	Р_р, кВт	Q_р, кВар	S_р, кВА	I_p, А	l, км	Способ прокладки кабеля
1	2	3	4	5	6	7	8
Вариант №1
Л1	ГРП-ТП1	153,33	68,42	167,9	9,7	0,112	Канал
Л2	ГРП-ТП2	400,58	168,77	434,68	23,13	0,13	Канал-траншея
Л3	ГРП-ТП3	422,76	191,79	464,23	26,83	0,057	Канал-траншея
Л4	ТП3- ТП4	489,72	191,7	525,9	30,4	0,06	Траншея
Л5	ТП2- ТП5	395,04	170,53	430,3	24,9	0,055	Траншея
Л6	ТП4-ТП6	428,14	251,68	496,6	28,7	0,202	Траншея
Л7	ТП1-СП1	71,65	61,6	94,5	136,56	0,112	Канал
Л8	СП1-СП2	43,23	38,3	57,7	83,38	0,022	Канал
Л9	ТП2-СП3	19,64	19,89	27,9	40,32	0,03	Траншея
Л10	СП3-СП4	15,89	13,6	20,9	30,2	0,019	Траншея
Л11	ТП5-СП10	13,88	9	16,5	23,8	0,02	Траншея
Л12	ТП3-СП5	8,5	9,75	12,9	18,64	0,105	Траншея
Л13	ТП4-СП6	78,02	52,5	94	135,84	0,054	Траншея
Л14	СП6-СП7	26,52	21,2	34	49,13	0,01	Траншея
Л15	СП6-СП8	10,08	6,75	12,2	17,63	0,054	Траншея
Л16	СП8-СП9	7,3	5,25	8,9	12,9	0,033	Траншея
Л17	ТП6-СП11	141,38	123,2	187,5	270,95	0,05	Траншея
Вариант №2
Л1	ГРП-ТП2	553,49	259,63	611,36	35,34	0,13	Канал-траншея
Л2	ТП2-ТП1	395,04	170,53	430,3	24,9	0,055	Траншея
Л3	ГРП-ТП3	440,52	205,11	485,93	28,09	0,062	Канал-траншея
Л4	ГРП-ТП4	471,9	177,94	504,3	29,15	0,11	Канал-траншея
Л5	ТП4-ТП5	428,14	251,68	496,6	28,7	0,195	Траншея
Л6	ТП2-СП2	36,65	30,8	47,9	69,22	0,125	Траншея-канал
Л7	СП2-СП3	71,65	61,6	94,5	136,56	0,112	Канал
Л8	СП3-СП4	43,23	38,3	57,7	83,38	0,022	Канал
Л9	ТП2-СП5	19,64	19,89	27,9	40,32	0,03	Траншея
Л10	СП5-СП6	15,89	13,6	20,9	30,2	0,019	Траншея
Л11	ТП3-СП7	8,5	9,75	12,9	18,64	0,117	Траншея
Л12	СП7-СП8	10,08	6,75	12,2	17,63	0,045	Траншея
Л13	СП8-СП9	7,3	5,25	8,9	12,9	0,03	Траншея
Л14	ТП1-СП1	13,88	9	16,5	23,8	0,015	Траншея
Л15	ТП5-СП12	141,38	123,3	187,5	270,95	0,052	Траншея
Л16	ТП4-СП10	78,02	52,5	94	135,84	0,057	Траншея
Л17	СП10-СП11	26,52	21,2	34	49,13	0,01	Траншея
Вариант №3
Л1	ГРП-ТП1	153,33	68,42	167,9	9,7	0,112	Канал
Л2	ГРП-ТП2	400,58	168,77	434,68	25,13	0,12	Канал-траншея
Л3	ГРП-ТП3	467,48	228,07	520,15	30,07	0,057	Канал-траншея
Л4	ТП3-ТП4	445,26	206,3	490,73	28,36	0,06	Траншея
Л5	ТП2-ТП5	395,04	170,53	430,3	24,9	0,055	Траншея
Л6	ТП4-ТП6	428,68	251,68	496,6	28,7	0,202	Траншея
Л7	ТП1-СП1	71,65	61,6	94,5	136,56	0,112	Канал
Л8	СП1-СП2	43,23	38,3	57,7	83,38	0,022	Канал
Л9	ТП2-СП3	19,64	19,89	27,9	40,32	0,03	Траншея
Л10	СП3-СП4	15,89	13,6	20,9	30,2	0,019	Траншея
Л11	ТП3-СП5	26,52	21,2	34	49,13	0,082	Траншея
Л12	ТП4-СП8	78,02	52,5	94	135,84	0,054	Траншея
Л13	СП5-СП10	10,08	6,75	12,2	17,63	0,048	Траншея
Л14	СП10-СП9	7,3	5,25	8,9	12,9	0,047	Траншея
Л15	СП10-СП7	8,5	9,75	12,9	18,64	0,04	Траншея
Л16	ТП6-СП11	141,38	123,2	187,5	270,95	0,05	Траншея
Л17	ТП5-СП6	13,88	9	16,5	23,8	0,02	Траншея

1.8 Выбор марки и сечения кабеля

Пример расчета: вариант 1, 10 кВ, линия 1 ГРП-ТП1.

(1.31)

(1.32)

а) выбор кабеля по нагреву[1]:

(1.33)

где К₁-поправочный коэффициент, который зависит от прокладки кабеля (определяет допустимую перегрузку кабеля), К₁=1-1,5[3];

К₂-учитывает количество рядом лежащих кабелей (снижает допустимую перегрузку) К₂≤1 [3].

(А)

выбираем кабель типа ААШВ 3*16 мм², I_доп=75 А

б) выбор кабеля по экономической плотности тока [1]:

(1.34)

где I_д.н.р.- допустимая нагрузка на кабель в нормальном режиме

j_эк- экономическая плотность тока.

S=4,67/1,2=3,89 (мм²)

выбираем кабель типа ААШВ.

Расчеты по всем вариантам сводим в таблицу №1.8.1

Наименование линии	Расчетная нагрузка на один кабель		l, км	Способ прокладки кабеля	Поправочный коэффициент	Допустимая нагрузка на один кабель		S_нагр, мм²	S_∆U, мм²	S_э, мм²	Марка и сечения кабеля
Наименование линии	I_р.н., А	I_р.ав., А	l, км	Способ прокладки кабеля	Поправочный коэффициент	I_д.н.р, А	I_дав.р., А
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Вариант №1
Л1	4,85	9,7	0,112	канал	0,8	4,67	9,34	16	16	3,89	ААШВ 3*16
Л2	12,56	25,13	0,13	канал-траншея	0,8	12,08	24,16	16	16	10,1	ААШВ 3*16
Л3	13,41	26,83	0,057	канал-траншея	0,9	11,45	22,9	16	16	9,5	ААШВ 3*16
Л4	15,2	30,4	0,06	траншея	0,9	12,99	25,98	16	16	10,8	ААШВ 3*16
Л5	12,45	24,9	0,055	траншея	0,9	10,65	21,3	16	16	8,9	ААШВ 3*16
Л6	14,35	28,7	0,202	траншея	0,9	12,26	24,53	16	16	10,22	ААШВ 3*16
Л7	68,28	136,56	0,112	канал	0,9	58,36	116,72	50	50	48,3	АВВГ 350+125
Л8	41,69	83,38	0,022	канал	0,9	35,65	71,3	25	25	29,7	АВВГ 325+116
Л9	20,16	40,32	0,03	траншея	0,9	17,25	34,5	6	6	14,4	АВВГ 316+110
Л10	15,1	30,2	0,019	траншея	0,9	12,9	25,8	16	16	10,75	АВВГ 316+110
Л11	11,9	23,8	0,02	траншея	1	9,15	18,3	4	4	7,6	АВВГ 310+16
Л12	9,32	18,64	0,105	траншея	1	7,17	14,34	4	4	5,97	АВВГ 36+14
Л13	67,92	135,84	0,054	траншея	0,9	58,05	116,1	50	50	48,37	АВВГ 350+125
Л14	24,56	49,13	0,01	траншея	1	18,9	37,8	6	6	15,75	АВВГ 316+110
Л15	8,81	17,63	0,054	траншея	1	6,78	13,56	4	4	5,6	АВВГ 36+14
Л16	6,45	12,9	0,033	траншея	1	4,95	9,9	4	4	4,125	АВВГ 36+14
Л17	135,4	270,95	0,05	траншея	0,9	115,79	231,58	95	95	96,49	АВВГ 395+150
Вариант №2
Л1	17,67	35,34	0,13	канал-траншея	0,85	15,99	31,98	16	16	13,3	ААШВ 3*16
Л2	12,49	24,9	0,055	траншея	0,9	10,64	21,28	16	16	8,86	ААШВ 3*16
Л3	14,04	28,09	0,062	канал-траншея	0,8	13,5	27,01	16	16	11,25	ААШВ 3*16
Л4	14,57	29,15	0,11	канал-траншея	0,8	14,01	28,03	16	16	11,67	ААШВ 3*16
Л5	14,35	28,7	0,195	траншея	0,85	12,98	25,97	16	16	10,82	ААШВ 3*16
Л6	34,61	69,22	0,125	траншея-канал	0,85	31,32	62,64	25	25	26,1	АВВГ 325+116
Л7	68,26	136,52	0,112	канал	0,9	58,36	116,68	50	50	48,6	АВВГ 350+125
Л8	41,69	83,38	0,022	канал	0,9	35,63	71,26	25	25	29,69	АВВГ 325+116
Л9	20,16	40,32	0,03	траншея	0,9	17,23	34,46	6	6	14,36	АВВГ 316+110
Л10	15,1	30,2	0,019	траншея	0,9	12,9	25,8	4	4	10,75	АВВГ 310+16
Л11	9,32	18,64	0,117	траншея	1	14,34	14,34	4	4	5,97	АВВГ 36+14
Л12	8,81	17,63	0,045	траншея	1	6,78	13,56	4	4	5,65	АВВГ 36+14
Л13	6,45	12,9	0,03	траншея	1	4,95	9,9	4	4	4,12	АВВГ 36+14
Л14	11,9	23,8	0,015	траншея	1	9,15	18,31	4	4	7,6	АВВГ 310+16
Л15	135,47	270,95	0,052	траншея	0,9	115,79	231,58	95	95	96,49	АВВГ 395+150
Л16	67,92	135,84	0,057	траншея	0,8	65,3	130,6	35	35	54,42	ААВГ 335+125
Л17	24,56	49,13	0,01	траншея	1	18,89	37,79	6	6	15,7	АВВГ 316+110
Вариант №3
Л1	4,85	9,7	0,112	канал	0,8	4,67	9,34	16	16	3,89	ААШВ 3*16
Л2	12,56	25,13	0,12	канал-траншея	0,8	12,08	24,16	16	16	10,06	ААШВ 3*16
Л3	15,03	30,07	0,057	канал-траншея	0,9	12,85	25,7	16	16	10,7	ААШВ 3*16
Л4	14,18	28,36	0,6	траншея	0,85	12,83	25,66	16	16	10,69	ААШВ 3*16
Л5	12,45	24,9	0,55	траншея	0,9	10,64	21,28	16	16	8,86	ААШВ 3*16
Л6	14,35	28,7	0,202	траншея	0,9	12,26	24,52	16	16	10,22	ААШВ 3*16
Л7	68,28	136,56	0,112	канал	0,9	58,35	116,7	50	50	48,62	АВВГ 350+125
Л8	41,69	83,38	0,022	канал	0,9	35,63	71,26	25	25	29,69	АВВГ 325+116
Л9	20,16	40,32	0,03	траншея	0,9	17,23	34,46	6	6	14,36	АВВГ 316+110
Л10	15,1	30,2	0,019	траншея	0,9	12,9	25,8	4	4	10,75	АВВГ 310+16
Л11	24,56	49,13	0,082	траншея	0,85	22,23	44,46	10	10	18,52	АВВГ 316+110
Л12	67,92	135,84	0,054	траншея	0,9	58,08	116,1	50	50	48,4	АВВГ 350+125
Л13	8,81	17,63	0,048	траншея	1	6,78	13,56	4	4	5,65	АВВГ 36+14
Л14	6,45	12,9	0,047	траншея	1	4,95	9,9	4	4	4,12	АВВГ 36+14
Л15	9,32	18,64	0,04	траншея	1	7,17	14,34	4	4	5,97	АВВГ 36+14
Л16	135,47	210,95	0,05	траншея	0,9	115,79	231,58	95	95	96,49	АВВГ 395+150
Л17	11,9	23,8	0,02	траншея	1	9,85	18,31	4	4	7,6	АВВГ 310+16

ААШВ - кабель с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией, в алюминиевой гладкой оболочке в поливинилхлоридном шланге.

АВВГ – кабель с алюминиевыми жилами, с изоляцией и оболочке из поливинилхлоридного пластиката.

Прокладка кабелей на территории открытых ГУ подстанций в кабельных каналах [9].

2. Технико-экономический расчет

Технико-экономические расчеты выполняют для:

- наиболее рациональной схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом;

- экономически обоснованного числа, мощности и режима работы трансформаторов ЦТП;

- электрических аппаратов и токоведущих средств;

- сечений проводов, шин и жил кабелей.

Целью технико-экономических расчетов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и ее элементов. Для систем электроснабжения промышленных предприятий характерна многовариантность решения задач, которая обусловлена широкой взаимозаменяемостью технических решений.

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

технические, которые сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих рассматриваемый вариант;
экономические, при которых расчет вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых условий развития техники с учетом одних и тех же экономических показателей, характеризующих рассматриваемый вариант [1].

Каждый вариант должен соответствовать требованиям предъявляемым к системам промышленного электроснабжения соответствующими директивными материалами, отраслевыми инструкциями и ПЭУ.

2.1 капитальные вложения в электрические аппараты и трансформаторы

l>200 м – два выключателя в начале и конце линии;

l<200 м – один выключатель в начале линии.

Выбираем вакуумные выключатели типа BB/TEL-10-20/630 и масляные трансформаторы типа ТМ.

Таблица №2.1.1.

Наименование линии	Выключатели				Трансформаторы
Наименование линии	тип	количество	К₁, т.р.	К₂, т.р.	тип	количество	К₁, т.р.	К₂, т.р.
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Вариант №1
Л1	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*160	100,62	201,24
Л2	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*400	185,76	371,52
Л3	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*400	-	371,52
Л4	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*400	-	371,52
Л5	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*400	-	371,52
Л6	BB/TEL	2	-	185,76	ТМ	2*400	-	371,52
Вариант №2
Л1	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*400	-	185,76
Л2	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*630	114,81	229,62
Л3	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*400	-	185,76
Л4	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*400	-	185,76
Л5	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*400	-	185,76
Вариант №3
Л1	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*160	-	100,62
Л2	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*400	-	185,76
Л3	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*400	-	185,76
Л4	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*400	-	185,76
Л5	BB/TEL	1	92,88	-	ТМ	2*400	-	185,76
Л6	BB/TEL	2	-	185,76	ТМ	2*400	-	185,76

Капитальные вложения в электрические аппараты:

Вариант 1: К_эа=1300,32 т.р.

Вариант 2: К_эа=928,8 т.р.

Вариант 3: К_эа=1300,32 т.р.

Амортизационные отчисления на электрические аппараты:

С_эа=К_эа*0,1

Вариант 1: С_эа=65,016 т.р.

Вариант 2: С_эа= 46,44 т.р.

Вариант 3: С_эа= 65,016 т.р.

Капитальные вложения в трансформаторы:

Вариант 1: К_тр= 1029,42 т.р.

Вариант 2: К_тр=972,66 т.р.

Вариант 3: К_тр=1029,42 т.р.

2.2 Капитальные вложения в линии и расход цветного металла

Расход цветного металла:

(2.1)

где l- длина линии, км

g- удельный вес кабеля, т/км

n- количество линий.

Капитальные вложения в линии:

(2.2)

где к_уд- удельная стоимость 1 км линии, т.р./км

Расчет по вариантам сводим в таблицу №2.2.1.

Таблица №2.2.1

наименование линии	количество	марка	сечение, мм²	l, км 1-го кабеля	g, т/км	G,т	К_уд, т.р./км	К_л, т.р.
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Вариант №1
Л1	2	ААШВ	16	0,112	0,13	0,02912	86,5	19,4
Л2	2	ААШВ	16	0,13	0,13	0,0338	86,5	22,5
Л3	2	ААШВ	16	0,057	0,13	0,01482	86,5	9,85
Л4	2	ААШВ	16	0,06	0,13	0,0156	86,5	10,5
Л5	2	ААШВ	16	0,055	0,13	0,0143	86,5	9,5
Л6	2	ААШВ	16	0,202	0,13	0,05252	86,5	34,95
Л7	2	АВВГ	50	0,112	0,47	0,10528	75	16,8
Л8	2	АВВГ	25	0,022	0,24	0,01056	57	2,5
Л9	2	АВВГ	16	0,03	0,15	0,009	80,5	3,05
Л10	2	АВВГ	16	0,019	0,15	0,0057	80,5	1,9
Л11	1	АВВГ	10	0,02	0,09	0,0018	45	0,9
Л12	1	АВВГ	6	0,105	0,06	0,0063	42,5	4,45
Л13	2	АВВГ	50	0,054	0,47	0,05076	75	8,1
Л14	1	АВВГ	16	0,01	0,15	0,0015	50,5	0,505
Л15	1	АВВГ	6	0,054	0,06	0,00324	42,5	2,3
Л16	1	АВВГ	6	0,033	0,06	0,00199	42,5	1,4
Л17	2	АВВГ	95	0,05	0,9	0,09	130	13
Вариант №2
Л1	2	ААШВ	16	0,13	0,13	0,0338	86,5	22,5
Л2	2	ААШВ	16	0,055	0,13	0,0143	86,5	9,5
Л3	2	ААШВ	16	0,062	0,13	0,01612	86,5	10,7
Л4	2	ААШВ	16	0,11	0,13	0,0286	86,5	19,05
Л5	2	ААШВ	16	0,195	0,13	0,0507	86,5	33,75
Л6	2	АВВГ	25	0,125	0,24	0,06	57	14,25
Л7	2	АВВГ	50	0,112	0,47	0,10528	75	16,8
Л8	2	АВВГ	25	0,022	0,24	0,01056	57	2,5
Л9	2	АВВГ	16	0,03	0,15	0,009	50,5	3,05
Л10	2	АВВГ	10	0,019	0,09	0,00342	45	1,7
Л11	1	АВВГ	6	0,117	0,06	0,00702	42,5	4,95
Л12	1	АВВГ	6	0,045	0,06	0,0027	42,5	1,9
Л13	1	АВВГ	6	0,03	0,06	0,0018	42,5	1,3
Л14	1	АВВГ	10	0,015	0,09	0,00135	45	0,7
Л15	2	АВВГ	95	0,052	0,9	0,0936	130	13,5
Л16	2	АВВГ	35	0,057	0,33	0,03762	64,5	7,35
Л17	1	АВВГ	16	0,01	0,15	0,0015	50,5	0,52
Вариант №3
Л1	2	ААШВ	16	0,112	0,13	0,02912	86,5	19,4
Л2	2	ААШВ	16	0,12	0,13	0,0312	86,5	20,75
Л3	2	ААШВ	16	0,057	0,13	0,01482	86,5	9,85
Л4	2	ААШВ	16	0,06	0,13	0,0156	86,5	10,4
Л5	2	ААШВ	16	0,055	0,13	0,0143	86,5	9,5
Л6	2	ААШВ	16	0,202	0,13	0,05252	86,5	34,95
Л7	2	АВВГ	50	0,112	0,47	0,10528	75	16,8
Л8	2	АВВГ	25	0,022	0,24	0,01056	57	2,5
Л9	2	АВВГ	16	0,03	0,15	0,009	50,5	3,05
Л10	2	АВВГ	10	0,019	0,09	0,00342	45	1,7
Л11	1	АВВГ	16	0,082	0,15	0,0123	50,5	4,15
Л12	2	АВВГ	50	0,054	0,47	0,05076	75	8,1
Л13	1	АВВГ	6	0,048	0,06	0,00288	42,5	2,05
Л14	1	АВВГ	6	0,047	0,06	0,00282	42,5	2
Л15	1	АВВГ	6	0,04	0,06	0,0024	42,5	1,7
Л16	2	АВВГ	95	0,05	0,9	0,009	130	13
Л17	1	АВВГ	10	0,02	0,09	0,0018	45	0,9

вариант 1: ∑G=0.44629 т.р., ∑К_л=32,321 т.р.

вариант 2: ∑G=0,47737 т.р., ∑К_л=32,801 т.р.

вариант 3: ∑G=0,36778 т.р., ∑К_л=32,16 т.р.

2.3 Стоимость потерь электроэнергии в КЛ и амортизационные отчисления

Потери электроэнергии, кВтч/год:

(2.3)

где ∆Р- фактические потери электроэнергии, кВт:

(2.4)

где ∆P_н- номинальные потери на 1 км линии [1]

Т_г- годовое число часов работы.

Стоимость потерь электроэнергии:

(2.5)

где С₀= 0,4 р/кВтч (0,0004 т.р./кВтч)

Стоимость амортизационных отчислений:

(2.6)

где φ_л=0,06-коэффициент амортизации на линии.

Вариант №1, линия 1:

l=0,112 км, две линии, ∆P_н=39 кВт/км [1].

∆Р=2*0,112*39=8,736 (кВт)

∆Э=8,736*6400=55910,4 (кВтч/год)

С_Пкл=0,0004*55910,4=22,364 (т.р.)

С_акл=0,06*3,88=0,2328 (т.р.)

Расчеты по вариантам сводим в таблицу №2.3.1.

Таблица №2.3.1.

наименование линии	n	l, км	∆P_н, кВт/км	∆Р, кВт	∆Э, кВтч/год	С_Пкл, т.р.	К_л, т.р.	С_акл, т.р.
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Вариант №1
Л1	2	0,112	39	8,736	55910,4	22,364	19,4	0,2328
Л2	2	0,13	39	10,14	64896	25,958	22,5	0,27
Л3	2	0,057	39	4,446	28454,4	11,818	9,85	0,1182
Л4	2	0,06	39	4,68	29952	11,98	10,5	0,126
Л5	2	0,055	39	4,29	27456	10,982	9,5	0,114
Л6	2	0,202	39	15,756	100838,4	40,33	34,95	0,419
Л7	2	0,112	77	17,248	110387,2	44,156	16,8	0,202
Л8	2	0,022	75	3,3	21120	8,448	2,5	0,03
Л9	2	0,03	71	4,26	27264	10,906	3,05	0,0366
Л10	2	0,019	71	2,698	17267,2	6,907	1,9	0,0288
Л11	1	0,02	67	1,34	8576	3,43	0,9	0,0108
Л12	1	0,105	60	6,3	40320	16,128	4,45	0,0534
Л13	2	0,054	77	8,316	53222,4	21,289	8,1	0,0972
Л14	1	0,01	71	0,71	4544	1,818	0,505	0,0061
Л15	1	0,054	60	3,24	20736	8,294	2,3	0,0276
Л16	1	0,033	60	1,98	12672	5,069	1,4	0,0168
Л17	2	0,05	83	8,3	53120	21,248	13	0,156
Вариант №2
Л1	2	0,13	39	10,14	64896	25,958	22,5	0,27
Л2	2	0,055	39	4,29	27456	10,982	9,5	0,114
Л3	2	0,062	39	4,836	30950,4	12,38	10,7	0,128
Л4	2	0,11	39	8,58	54912	21,965	19,05	0,2286
Л5	2	0,195	39	15,21	97344	38,938	33,75	0,405
Л6	2	0,125	75	18,75	120000	48	14,25	0,171
Л7	2	0,112	77	17,248	110387,2	44,155	16,8	0,202
Л8	2	0,022	75	3,3	21120	8,448	2,5	0,03
Л9	2	0,03	71	4,26	27264	10,906	3,5	0,0366
Л10	2	0,019	67	2,546	16294,4	6,518	1,7	0,0204
Л11	1	0,117	60	7,02	44928	17,97	4,95	0,0594
Л12	1	0,045	60	2,7	17280	6,912	1,9	0,0228
Л13	1	0,03	60	1,8	11520	4,608	1,3	0,0156
Л14	1	0,015	67	1,005	6432	2,573	0,7	0,0084
Л15	2	0,052	85	8,84	56576	22,63	13,5	0,162
Л16	2	0,057	76	8,664	55449,6	22,18	7,35	0,0882
Л17	1	0,01	71	0,71	4544	1,818	0,505	0,0061
Вариант №3
Л1	2	0,112	39	8,736	55910,4	22,364	19,4	0,2328
Л2	2	0,12	39	9,36	59904	23,962	20,75	0,249
Л3	2	0,057	39	4,446	28454,4	11,38	9,85	0,1182
Л4	2	0,06	39	4,68	29952	11,98	10,4	0,1248
Л5	2	0,055	39	4,29	27456	10,982	9,5	0,114
Л6	2	0,202	39	15,756	100838,4	40,335	34,95	0,4194
Л7	2	0,112	77	17,248	110387,4	44,155	16,8	0,2016
Л8	2	0,022	75	3,3	21120	8,448	2,5	0,03
Л9	2	0,03	71	4,26	27264	10,906	3,05	0,0366
Л10	2	0,019	67	2,546	16294,4	6,518	1,7	0,0204
Л11	1	0,082	71	5,822	37260,8	14,904	4,15	0,0498
Л12	2	0,054	77	8,316	53222,4	21,289	8,1	0,0972
Л13	1	0,048	60	2,88	18432	7,373	2,05	0,0246
Л14	1	0,047	60	2,88	18048	7,219	2	0,024
Л15	1	0,04	60	2,4	15360	6,144	1,7	0,0204
Л16	2	0,05	83	8,3	53120	21,248	13	0,156
Л17	1	0,02	67	1,34	8576	3,43	0,9	0,0108

1 вариант:

∑∆Э=676736 кВтч/год

∑∆ С_Пкл=271,125 т.р.

∑∆ С_акл=1,9453 т.р.

∑∆ К_л=32,321 т.р.

2 вариант:

∑∆Э=767353,6 кВтч/год

∑∆ С_Пкл=306,942 т.р.

∑∆ С_акл=1,9681 т.р.

∑∆ К_л=32,801 т.р.

3 вариант:

∑∆Э=681600 кВтч/год

∑∆ С_Пкл=272,637 т.р.

∑∆ С_акл=1,9296 т.р.

∑∆ К_л=32,16 т.р.

2.4 Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах и амортизационные отчисления

Стоимость потерь электроэнергии:

(2.7)

Потери электроэнергии:

(2.8)

где ∆Р_т- потери электроэнергии в трансформаторе:

(2.9)

∆Р^/_xx- потери холостого хода:

(2.10)

К_исп=0.07- коэффициент изменения потерь:

(2.11)

∆P^/_кз- потери короткого замыкания:

(2.12)

(2.13)

Вариант 1, ТП: 2*160, К²_з=0,25

∆Р^/_xx=0,42+0,07*2,6/100*160=0,71 (кВт)

∆P^/_кз=1,97+0,07*5,5/100*160=2,586 (кВт)

∆Р_т=0,71+2,586*0,25=1,3565 (кВт)

∆Р=2*1,3565=2,713 (кВт)

∆Э=2,713*6400=17363,2 (кВтч/год)

С_птр=17363,2*0,0004=6,9 (т.р.)

=100,62*0,1=10,062 (т.р.)

Расчеты сводятся в таблицу №2.4.1.

Таблица №2.4.1

№ ТП	n*S_нт	К²_з	∆Р_xx, кВт	∆P_кз, кВт	∆Р, кВт	∆Э, кВтч/год	С_птр, т.р.	К_тр, т.р.	С_атр, т.р.
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Вариант №1
1	2*160	0,25	0,71	2,586	2,713	17363,2	6,9	100,62	10,062
2	2*400	0,27	1,564	7,04	6,929	44349,44	17,74	185,76	18,576
3	2*400	0,31	1,564	7,04	7,4928	47953,92	19,19	185,76	18,576
4	2*400	0,4	1,564	7,04	8,76	56064	22,426	185,76	18,576
5	2*400	0,27	1,564	7,04	6,929	44349,44	17,74	185,76	18,576
6	2*400	0,32	1,564	7,04	7,6334	48855,04	19,54	185,76	18,576
Вариант №2
1	2*400	0,27	1,564	7,04	6,929	44349,44	17,74	185,76	18,576
2	2*630	0,22	2,302	10,025	9,015	57696	23,078	229,62	22,962
3	2*400	0,34	1,564	7,04	7,915	50657,28	20,263	185,76	18,576
4	2*400	0,36	1,564	7,04	8,1968	52459,52	20,98	185,76	18,576
5	2*400	0,32	1,564	7,04	7,6334	48855,04	19,54	185,76	18,576
Вариант №3
1	2*160	0,25	0,71	2,586	2,713	17363,2	6,9	100,62	10,062
2	2*400	0,27	1,564	7,04	6,929	44349,44	17,74	185,76	18,576
3	2*400	0,38	1,564	7,04	8,478	54261,76	21,705	185,76	18,576
4	2*400	0,35	1,564	7,04	8,056	51558,4	20,623	185,76	18,576
5	2*400	0,27	1,564	7,04	6,929	44349,44	17,94	185,76	18,576
6	2*400	0,32	1,564	7,04	7,6334	48855,04	19,54	185,76	18,576

вариант 1:

∑∆Э=258935,04 кВтч/год

∑С_птр=103,526 т.р.

∑С_атр=102,942 т.р.

∑К_тр=1029,42 т.р.

вариант 2:

∑∆Э=254017,28 кВтч/год

∑С_птр=101,601 т.р.

∑С_атр=97,266 т.р.

∑К_тр=972,66 т.р.

вариант 3:

∑∆Э=260737,28 кВтч/год

∑С_птр=104,448 т.р.

∑С_атр=102,942 т.р.

∑К_тр=1029,42 т.р.

2.5 Сравнение эксплуатационных расходов по схемам электроснабжения

(2.14)

Вариант №1:

З=0,12*(32,321+1029,42+650,16)+(65,016+102,942+271,125+1,9453+103,526)==818,458 (т.р.)

Вариант №2:

З=0,12*(464,4+972,66+32,801)+(46,44+97,266+1,9681+306,941+101,601)=789,394 (т.р.)

Вариант №3:

З=0,12*(650,16+1029,42+32,16)+(65,016+102,942+1,9296+272,637+104,448)=820,851 (т.р.)

Потери электроэнергии:

Вариант№1:

∑∆Э=935671 кВтч/год

Вариант№2:

∑∆Э=1021370,8 кВтч/год

Вариант№3:

∑∆Э=942337,28 кВтч/год

Меньшие расходы кап. вложений во 2-ом варианте, но меньшие потери электроэнергии в 1-ом варианте.

Для дальнейшего расчета выберем вариант №1: средний расход кап. вложений, меньшие потери электроэнергии.

3. Расчет токов короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно выбрать токи КЗ и по ним выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

Для расчета токов КЗ составляем схему системы электроснабжения и на ее основе схему замещения.

S_б=120 МВА

U_б=10,5 кВ

(кВ)

Расчет сопротивлений элементов системы электроснабжения производится в о.е. при базисных условиях.

Сопротивление системы:

(3.1)

(о.е.)

Сопротивление линии система- ГРП:

(3.2)

(3.3)

х_КЛ1=0,081*0,01*₂=0,0009 (о.е.)

r_КЛ1= (о.е.)

Сопротивление линии ГРП-ТПЗ:

(о.е.)

Сопротивление трансформатора ТПЗ:

(3.4)

(3.5)

(о.е.)

Точка К1:

(кА)

где к_уд- ударный коэффициент [1]

Ударный ток:

(кВ)

(кВА)

Точка К2:

(кА)

[1]

(кВ)

(кВА)

Точка К3:

(кА)

[1]

(кВ)

(кВА)

4. Проектирование цехового электроснабжения

Цеховые сети промышленных предприятий выполняют на напряжение до 1000 В (наиболее распространенным является напряжение 380 В). На выбор схемы и конструктивное исполнение цеховой сети оказывают влияние такие факторы, как степень ответственности приемников электроэнергии, режимы их работы и размещение по территории цеха, номинальные токи и напряжения. Существенное значение имеет микроклимат производственных помещений.

В соответствии с Правилами устройства электроустановок производственные помещения в зависимости от характера окружающей среды делятся на следующие классы: помещения с нормальной средой, жаркой, влажной, сырой, особо сырой, пыльной, химически активной, с пожароопасными и взрывоопасными зонами. Помещения с пожаро- и взрывоопасными зонами имеют особую классификацию, обусловленную различными условиями образования взрыво- и пожароопасных веществ и смесей.

При проектировании системы электроснабжения необходимо правильно установить характер среды, которая оказывает решающее влияние на степень защиты применяемого оборудования.

В данном разделе будем рассчитывать цеховое электроснабжение трансформаторно-масляного хозяйства (ТМХ) подстанции «Бугульма-500».

Ведомость электрических нагрузок по трансформаторно-масляному хозяйству ПС «Бугульма-500».

№	Наименование приемников электроэнергии	Количество	Р_уст, кВт
1	Насос	1	5,5
2	Насос	1	5,5
3	Насос	1	5,5
4	Точильный	1	2,2
5	Станок сверлильный	1	2,2
6	Станок сверлильный	1	2,2
7	Станок сверлильный	1	2,2
8	Станок наждачный	1	1,1
9	Сварочный аппарат	1	1,0
10	Тельфер	1	5,5
11	Тельфер	1	5,5
12	Фрезерный станок	1	1,1
13	Фрезерный станок	1	1,1
14		1	2,2
15		1	2,2
16		1	2,2
17		1	2,2
18		1	2,2
19		1	7,5
20		1	5,5
21		1	75
22		1	55
23		1	22

4.1 Расчет нагрузок по ТМХ

Средняя нагрузка потребителей группы А (насосы, котлы, и т.д.):

где К_н- коэффициент использования [1]

I_р- рабочий ток в сети в нормальном режиме.

Средняя нагрузка потребителей группы В (станки, краны и т.д.):

(4.5)

(4.6)

формула применяется, если n_э≤10

Осветительная нагрузка:

Расчеты по всем потребителям сводим в таблицу № 4.1.1

	Наименование источника питания и группы потребителей	Число приемников	Установленная мощность		К_н		Средняя нагрузка		n_э	К_м		Расчетная нагрузка				I_р, А
	Наименование источника питания и группы потребителей	Число приемников	Р_ном одного	Р_ном общ.	К_н		Р_р, кВт	Q_р, кВар	n_э	К_м		Р_р, кВт		Q_р, кВар	S_р, кВА	I_р, А
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11		12		13	14	15
Группа А
1	Компрессор 1	1	5,5	5,5	0,7	0,92/0,43	38,5	16,55	-	-	38,5		16,55		41,91	60,56
2	Компрессор 2	1	5,5	5,5	0,7	0,92/0,43	38,5	16,55	-	-	38,5		16,55		41,91	60,56
3	Компрессор 3	1	5,5	5,5	0,7	0,92/0,43	38,5	16,55	-	-	38,5		16,55		41,91	60,56
4	Электрокотел	1	2,2	2,2	0,8	0,68/1,08	1,76	1,9	-	-	1,76		1,9		2,6	3,76
	Итого по группе А	12	2,2/55	18,7	-	-	151,68	79,09	-	-
Группа В
5	СП 1	8	1,1/10	34,2	0,4	0,83/0,67	13,68	9,17	8	1,5	20,52		10,09		22,87	33,05
6	СП 2	8	2,2/11	40,5	0,85	0,78/0,8	34,42	27,54	-	-	34,42		27,54		44,08	63,7
7	Мостовой кран	3	22/75	152	0,3	0,5/1,7	45,6	77,52	3	2,16	98,5		85,27		130,28	188,27
	Итого по группе В
8	Осветительная нагрузка	F 1152 м²	Р_уд20 Вт/м²	Р_ном 23,1 кВт	0,8	0,8/0,75	18,48	13,86	-	-	18,48		13,86		23,1	33,3
	Итого по осветительной нагрузке
	Итого по ТМХ в целом

4.2 Расчет распределительной сети

Расчет проводится для выбора защитной аппаратуры (предохранители, автоматические выключатели) и кабельных линий.

Номинальный ток:

(4.7)

где η- кпд двигателя [2]

Р_н- номинальная (Установленная) мощность двигателя.

Пусковой ток:

(4.8)

где λ- кратность пускового тока [3].

Для выбора предохранителей I_ном плавкой вставки:

(4.9)

где α- пусковой коэффициент (при легком пуске электродвигателя α=2,5 [3]).

Допустимый ток:

(4.10)

где К_з- коэффициент защитного аппарата.

Для предохранителей К_з=0,33

Для автоматов К_з=0,8

I_за- номинальный ток защитного аппарата.

Для выбора автоматических выключателей ( автоматов):

Ток срабатывания в зоне перегрузки (ток трогания):

(4.11)

Расчеты сводим в таблицу № 4.2.1. и № 4.2.2

Таблица №4.2.1

№	Р_ном, кВт	_н	η	I_ном, А	λ_н	I_пуск, А		I_{вставки}, А	К_з*I_за	Тип предохранителя	Марка и сечение кабеля	I_доп кабеля, А
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
4	2,2	0,68	0,79	5,9	6,5	38,35	15,34	20	6,6	НПН-60	АВВГ 32,5+12,5	19
5	2,2	0,87	0,83	4,4	6,5	28,6	11,4	15	4,95	НПН-60	АВВГ 32,5+12,5	19
6	2,2	0,87	0,83	4,4	6,5	28,6	11,4	15	4,95	НПН-60	АВВГ 32,5+12,5	19
7	2,2	0,87	0,83	4,4	6,5	28,6	11,4	15	4,95	НПН-60	АВВГ 32,5+12,5	19
8	1,1	0,87	0,775	2,36	5,5	12,98	5,19	6	1,98	НПН-60	АВВГ 32,5+12,5	19
9	1,0	0,87	0,875	19	7,5	142,5	57	60	19,8	ПН2-100	АВВГ 34+12,5	23
10	5,5	0,74	0,83	12,94	5,5	71,17	28,47	30	9,9	НПН-60	АВВГ 32,5+12,5	19
11	5,5	0,74	0,83	12,94	5,5	71,17	28,47	30	9,9	НПН-60	АВВГ 32,5+12,5	19
12	11	0,87	0,875	20,88	7,5	156,6	62,64	80	26,4	ПН2-100	АВВГ 34+12,5	23
13	11	0,87	0,875	20,88	7,5	156,6	62,64	80	26,4	ПН2-100	АВВГ 34+12,5	23
14	2,2	0,83	0,8	4,8	6	28,8	11,52	15	4,95	НПН-60	АВВГ 32,5+12,5	19
15	2,2	0,83	0,8	4,8	6	28,8	11,52	15	4,95	НПН-60	АВВГ 32,5+12,5	19
16	2,2	0,83	0,8	4,8	6	28,8	11,52	15	4,95	НПН-60	АВВГ 32,5+12,5	19
17	2,2	0,83	0,8	4,8	6	28,8	11,52	15	4,95	НПН-60	АВВГ 32,5+12,5	19
18	2,2	0,83	0,8	4,8	6	28,8	11,52	15	4,95	НПН-60	АВВГ 32,5+12,5	19
19	7,5	0,86	0,875	14,4	7,5	108	43,2	50	16,5	ПН2-100	АВВГ 32,5+12,5	19
20	5,5	0,91	0,875	9,98	7,5	74,85	29,94	30	9,9	НПН-60	АВВГ 32,5+12,5	19

Таблица №4.2.2.

№	Р_ном, кВт	I_ном, А	I_пуск, А	Тип выключателя	I_{ном.ращ}, А	I_сраб, А	Марка и сечение кабеля	I_доп кабеля, А
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	55	94,93	711,98	ВА 53-39	630	787,5	АВВГ 350+125	110
2	55	94,93	711,98	ВА 53-39	630	787,5	АВВГ 350+125	110
3	55	94,93	711,98	ВА 53-39	630	787,5	АВВГ 350+125	110
21	75	129,5	906,5	ВА 55-39	1000	1250	АВВГ 370+135	140
22	55	95,47	668,3	ВА 53-39	630	787,5	АВВГ 350+125	110
23	22	39,25	255,13	ВА 51-37	250	312,5	АВВГ 310+16	42

Произведем выбор защитной аппаратуры для силовых пунктов СП 1 (5,6,7,8,9,10,11,20).(4.12)

I_пик=455,3+(33,05+0,4*70,05*)=510,05 (А)

I_{ном.ращ.эл.маг.}=1,2*510,05=612,06 (А)

Выберем типа ВА 55-39, I_{ном.ращ.}=630 А

АВВГ 3*16+1*10 мм²

СП 2 (12,13,14,15,16,17,18,19)

I_{ном.ращ.тока}=1,25*63,7=79,625 (А)

I_ном= (А)

I_пуск=90,4*7=632,8 (А)

I_пик=632,8+(63,7+0,85*90,4*)=756,02 (А)

I_{ном.ращ.эл.маг.}=1,2*756,02=907,22 (А)

Выбираем автомат типа ВА 55-39, I_{ном.ращ.}=1000 А.

АВВГ 3*35+1*25 мм²

Шкаф управления мостовым краном

I_{ном.ращ.тока}=1,25*188,27=235,3 (А)

I_ном=(А)

I_пуск=462,4*6,5=3005,6 (А)

I_пик=3005,6+(188,27+0,3*462,4*)=3290,9 (А)

I_{ном.ращ.эл.маг.}=1,2*3290,9=3949 (А)

Выбираем автомат типа ВА 75-47, I_{ном.ращ.}=4000 А.

2*АВВГ 3*150+1*95 мм².

4.3 Расчет токов КЗ установок до 1000 В

Номинальное напряжение:

U_ном=0,4 кВ

Сопротивления трансформаторов:

(4.13)

(4.14)

(мОм)

Сопротивление выключателя ВА-53:

r_кв=0,15 мОм

х_кв=0,1 мОм

r_к=0,4 мОм

где КВ - токовая катушка выключателя

r_к– переходное сопротивление контакта.

Сопротивление кабельной линии:

r_каб=0,62*0,0075=4,65 (мОм)

х_каб=0,09*0,0075=0,675 (мОм)

6) Ток КЗ от системы:

(4.15)

(кА)

7) Ток подпитки двигателя:

(4.16)

8) I_кз=9,42+0,45=9,87 (кА)

9) Определим ударный ток КЗ:

[1]

Ударный ток от системы:

Ударный ток от двигателя:

i_уд.дв.=6,5*100=0,65 (кА)

i_укз=16,22+0,65=16,87 (кА)

10) Определяем ток однофазного КЗ:

(4.17)

где ρ- плотность материала (для Al ρ=0.028 )

(мОм)

(4.18)

где z_тр- полное сопротивление трансформатора

z_л- полное сопротивление кабельной линии.

(кА)

5. Проектирование освещения производственных помещений

Рабочее освещение проводят во всех помещениях, а также на тех участках территории, где в ночное время проводится какая-либо работа или есть движение людей и транспорта. Внутреннее и наружное освещение имеют раздельное управление. Нормальное напряжение сетей рабочего освещения 380/220 В.

Аварийное освещение нужно проводить в основных помещениях и на тех рабочих местах, где недопустимы перерывы в работе эксплуатационного персонала. Нормальное аварийное и рабочее освещение совместно обеспечивают необходимую по нормам освещенность помещений и рабочих мест. Питание к ним подводится от общего источника питания. При аварии рабочее освещение гаснет, а аварийное автоматически переключается на независимый источник питания (аккумуляторную батарею, генератор с автоматически запускаемым двигателем внутреннего сгорания). Таким образом, аварийное освещение должно иметь электрическую сеть, отдельную от сети рабочего освещения.

Дополнительное освещение предусматривается в тех местах, где ведутся работы по ремонту и осмотрам оборудования. Дополнительное освещение питают от сети рабочего освещения при помощи переносных трансформаторов со вторичным напряжением 36 или 12 В, включаемых в штепсельные розетки. Вдоль наружной ограды подстанции устраивают усиление освещения охранной полосы с питанием его от сети рабочего освещения.

5.1 Светотехнический расчет осветительных установок

Произведем расчет осветительных установок для производственных помещений здания ТМХ.

Трансформаторная.

Е_н=50 лк, h=4 м, S=44 м².

Выбираем светильник для ламп накаливания типа «У-200»:

h_p=4-0.5=3.5 (м)

где h_с- высота света.

Кривая силы света К (концентрированная) λ_э=0,6 [6]

Расстояние между светильниками одного ряда:

(5.1)

L_a=0.6*3.5=2.1 (м)

2l_a=8-2,1*3=1,7 (м)→l_a=0,85 м

l_В=1,45 м, L_В=2,6 м

L_a/L_В=2,1/2,6=0,8 < 1,5 [6]

Определяем индекс помещения:

(5.2)

ρ_n=50%, ρ_с=30%, ρ_р=10% η=41% [6]

Расчетный световой поток:

(5.3)

(лм)

где К_з- коэффициент запаса, учитывающий уменьшение освещенности в процессе эксплуатации.

z- поправочный коэффициент, представляющий собой отношение средней освещенности к минимальной освещенности.

z=1,15 для ЛН и ДРЛ

z=1,1 для л.л.

N- количество светильников.

Принимаем к установке лампы накаливания общего назначения типа Б-220-100, Ф_н=1320 лм, Р=100 Вт.

Фактическая освещенность:

(5.4)

(лк)

Е_н<Е_ф на 12,2%, что удовлетворяет требованию (-10%:20%)

Общая мощность всех ламп:

Р_общ=100*8=800 (Вт)

Удельная мощность освещения:

(5.6)

(Вт/м²)

Котельная.

Е_н=50 лк, h=4 м, S=33 м²

К установке принимаем светильники «У-200»

h_p=4-0.5=3.5 (м)

λ_э=0,6

L_a=0.6*3.5=2.1 (м)

l_a=(6-2,1*2)/2=0,9 (м)

l_В=1,75 м, L_В=2 м

L_a/L_В=1,05 < 1,5

Количество светильников 6 штук.

ρ_n=50%, ρ_с=30%, ρ_р=10% η=0,38

(лм)

Принимаем ЛН типа Б-220-100, Р=100 Вт

(лк)

Е_н<Е_ф на 5,76%, что в пределах (-10%:20%)

Р_общ=100*6=600 (Вт)

(Вт/м²)

Мастерская

Е_н=50 лк, h=4 м, S=85,5 м²

К установке принимаем светильники «У-200»

h_p=4-0,5-0,8=2,7 (м)

где h_pn=0,8- высота рабочей поверхности.

λ_э=0,6

Количество светильников 15 штук (3 ряда по 5 шт.)

L_a=0.6*2,7=1,62 (м)

принимаем L_a=2,5 м , n рядов=3

2l_a=12-2,5*4=2 (м)→l_a=1 м

l_В=1,175 м, L_В=2,4 м

ρ_n=50%, ρ_с=30%, ρ_р=10% η=0,52

(лм)

Принимаем ЛН типа Б-220-100-235

Ф_н=1000 лм, Р=100 Вт

(лк)

Е_н<Е_ф на 5,4%, что в пределах (-10%:20%)

Р_общ=100*15=1500 (Вт)

(Вт/м²)

Ремонтное отделение.

Е_н=50 лк, h=4 м, S=82,5 м²

К установке принимаем светильники «У-200»

λ_э=0,6

h_p=4-0,5=3,5 (м)

L_a=0.6*3,5=2,1 (м)

Количество светильников 14 штук (2 ряда по 7 шт.)

l_a=1,2 (м)

l_В=1,7 м, L_В=2,1 м

L_a/L_В=2,1/2,1=1 < 1,5

ρ_n=50%, ρ_с=30%, ρ_р=10% η=0,47

(лм)

Принимаем ЛН типа Б-220-235-100

Ф_н=1000 лм

(лк)

Е_н<Е_ф на -7,4%, что в пределах (-10%:20%)

Р_общ=100*14=1400 (Вт)

(Вт/м²)

Сан. узел

Е_н=50 лк, h=4 м, S=16,5 м²

К установке принимаем светильники «У-200»

h_p=4-0,5=3,5 (м)

L_a=0.6*3,5=2,1 (м)

Принимаем L_a=1,9 м, l_a=0,85 (м)

Один ряд с 3-мя светильниками

ρ_n=70%, ρ_с=50%, ρ_р=30% η=34%

(лм)

Принимаем ЛН типа Б-220-100

Ф_н=1320 лм, Р=100 Вт

(лк)

Е_н<Е_ф на -5,4%, что в пределах (-10%:20%)

Р_общ=100*3=300 (Вт)

(Вт/м²)

Насосная.

Е_н=50 лк, h=4 м, S=44 м²

К установке принимаем светильники «У-200»

L_a=0.6*3,5=2,1 (м)

два ряда по 4 светильника

l_a=0,85 (м)

l_В=1,45 м, L_В=2,6 м

ρ_n=50%, ρ_с=30%, ρ_р=10% η=41%

(лм)

Принимаем ЛН типа Б-220-100

Ф_н=1320 лм, Р=100 Вт

(лк)

Е_н<Е_ф на 14 %, что в пределах (-10%:20%)

Р_общ=100*8=800 (Вт)

(Вт/м²)

Коридор.

Е_н=50 лк, h=4 м, S=23,1 м²

h_p=4-0,5=3,5 (м)

К установке принимаем светильники «У-200»

L_a=0.6*3,5=2,1 (м)

Принимаем L_a=2,4 м, l_a=1 (м)

ρ_n=70%, ρ_с=50%, ρ_р=30% η=24%

(лм)

Принимаем ЛН типа Б-220-100

Ф_н=1320 лм, Р=100 Вт

(лк)

Е_н<Е_ф на -4 %, что в пределах (-10%:20%)

Р_общ=100*6=600 (Вт)

(Вт/м²)

Участок ремонта насосов

Е_н=300 лк, h=25 м, S=274,95 м²

В этом помещении применим светильники типа РСП-0,5/ГОЗ с лампами ДРЛ. Светильники будут устанавливаться на кронштейнах к стенам на высоте 10 и 25 м.

h_p=10 (м)

λ_э=0,6

принимаем расстояние L_a=4 м, l_a=1,75 м

2 ряда по 5 светильников

ρ_n=50%, ρ_с=30%, ρ_р=10% η=43%

(лм)

Принимаем ДРЛ-700

Ф_н=35000 лм, Р=700 Вт

(лк)

Е_н<Е_ф на 5,6 %

Р_общ=10*700=7000 (Вт)

(Вт/м²)

На высоте 25 м устанавливаем 8 ламп ДРЛ-700 по 4 штуки на каждую сторону.

Р_общ=700*8=5600 (Вт)

(Вт/м²)

По всему помещению:

Р_общ∑=7000+5600=12600 (Вт)

(Вт/м²)

5.2 Проверка точечным методом

1. Трансформаторная.

Выбираем контрольные точки А и В, расстояния выбираются согласно масштабу.

h_p=3.5 м

Ф_н=1320 лм

Е_н=50 лк

d- расстояние от оси светильника [6]

точки	№ светильников	d, м	e, лк	n*e, лк
А	1;2;7;8	1,7	12	4*12=48
	3;6	3,4	5	2*5=10
	4;5	5,5	1,75	2*1,75=3,5
В	1;8	1,3	14	2*14=28
	2;7	2,5	8	2*8=16
	3;6	4,4	2,8	2*2,8=5,6
	4;5	6,5	1,15	2*1,15=2,3

В точке В наименьшая освещенность е_∑=51,9. Для т.В определяем фактическую освещенность [6]:

(5.7)

где μ=1,1- учитывает наибольшую удаленность светильников.

К_зап- коэффициент запаса (К_зап=1,5)

(лк)

Проверим:

∆Е=- допускается

Допустимый предел-10%:+20%

2. Котельная.

h_p=3.5 м

Ф_н=1320 лм

Е_н=50 лм

точки	№ светильников	d, м	e, лк	n*e, лк
А	1;2;5;6	1,4	13	4*13=52
А	3;4	3,3	4,8	2*4,8=9,6
В	1;6	1,0	15	2*15=30
	2;5	2,3	9	2*9=18
	3;4	4,34	3	2*3=6

Наименьшая освещенность в т.В е_∑=54 лк.

(лк)

∆Е=

∆Е в допустимых пределах.

3. Мастерская.

h_p=2,7 м

Ф_н=1000 лм

Е_н=50 лм

точки	№ светильников	d, м	e, лк	n*e, лк
А	1;2;4;5	1,74	15	4*15=60
	3;6	3,8	3,9	2*3,9=7,8
	7;8	4	3,4	2*3,4=6,8
В	1;4	1,25	20	2*20=40
	2;5	2,7	7,2	2*7,2=14,4
	3;6	5	1,8	2*1,8=3,6
	7	3,75	4,2	4,2

Наименьшая освещенность в т.В е_∑=62,2 лк.

(лк)

∆Е=

∆Е в допустимых пределах.

4. Ремонтное отделение.

h_p=3,5 м

Ф_н=1000 лм

Е_н=50 лм

точки	№ светильников	d, м	e, лк	n*e, лк
А	1;2;3;4	1,45	13	4*13=52
А	5;6	3,3	5	2*5=10
В	1;3	1,05	17	2*17=34
	2;4	2,3	9,2	18,4
	5	3,15	6	6
	6	3,7	4,2	4,2

(лк)

∆Е=

∆Е в допустимых пределах.

6. Насосная.

h_p=3,5 м

Ф_н=1320 лм

Е_н=50 лм

точки	№ светильников	d, м	e, лк	n*e, лк
А	1;2;7;8	1,7	12	48
	3;6	3,4	5	10
	4;5	5,5	1,75	3,5
В	1;8	1,3	14	28
	2;7	2,5	8	16
	3;6	4,4	2,8	5,6
	4;5	6,5	1,15	2,3

(лк)

∆Е=

∆Е в допустимых пределах.

5. Сан. узел - не проверяется.

Е_н=50 лм, h_p=3,5 м, Ф_н=1320 лм, 1 ряд по 3 светильника

7. Коридор – не проверяется.

Е_н=50 лм, h_p=3,5 м, Ф_н=1320 лм, 1 ряд по 6 светильников.

5.3 Электротехнический раздел

Расчетная нагрузка питающей сети [6]:

(5.8)

где Р_уст - установленная мощность лампы

К_с – коэффициент спроса

К_пра- коэффициент, учитывающий потери в пуско - регулирующей аппаратуре (ПРА) [6]

для ЛН К_с=1, К_пра=1

для ДРЛ К_с=1, К_пра=1,1

(Вт)

(кВт)

Расчет токов с учетом потерь ПРА

3 фаз. (5.9)

1 фаз. (5.10)

Питающая линия 3 фаз. 4-проводная (Х-А)

из них ДРЛ :

ЛН:

Определим мощность компенсирующего конденсатора

Выберем конденсатор на 14 кВар.

При исправлении cosφ реактивная мощность:

для тока 50,15 А выбираем фазное сечение 16 мм².

Т.к. реактивная мощность отсутствует на участке автомат- лампа, то увеличение S₀ до S_ф не требуется.

А (3фаз)

Принимаем автомат с расщепителем на 60 А.

Однофазные линии:

Расчет по потерям напряжения:

(5.11)

Определим моменты осветительной сети [6]:

(5.12)

где l₀- расстояние от группового щита до первого светильника;

l_с- расстояние от первого светильника до последнего в одном ряду.

Определяем сечение всех линий и потери напряжений [6].

(5.13)

где К_с=44 (для Al) при 4 проводной сети [6],

К_с=7,4 (для Al) при 2 проводной сети [6],

α=1,85- коэффициент перехода с 4 проводной сети на 2 проводную.

Выбираем кабель АВВГ S=3*25+1*16 мм², I_доп=75 А

, т.е.

Потери напряжения остальных линий:

∆U_А-1=2,7-0,31=2,39%

Определяем фактические потери напряжения:

Щит рабочего освещения с 17-ю линиями.

Выбираем ЩО 31-43.

На вводе А 3110 (I_ращ=60 А)

на группах АЕ-1031-11, количество 18 штук.

размер 762*540*150 мм.

5.4 Расчет аварийного освещения

Освещенность аварийного освещения Е_min составляет 5% от рабочей освещенности Е_н [6]:

(5.14)

Количество светильников рабочего освещения [6]:

(5.15)

где N_ав- количество светильников

S_N- площадь помещения

Ф_л- световой поток лампы.

Для аварийного освещения применим лампы накаливания.

Трансформаторная:

Электрокотельная:

Мастерская:

Ремонтное отделение:

Сан. узел:

Насосная:

Коридор:

Участок ремонта насосов:

(две линии по 4 светильника)

Р_рох-б=100+100+100+100+100+100+100+400+400=1500 (Вт)

Находим точки:

Потери напряжения ∆U_р=2,7%.

Определяем моменты аварийной сети:

Определяем сечение линий аварийного освещения:

Выбираем провод АПВ-2(1*4)

Определяем фактические потери напряжения ∆U:

Для щита аварийного освещения выбираем:

ЩО 31-32

На вводе А 3114

На группах АЕ 1031-11 количество 12 штук.

6. Релейная защита кабельной линии

Распределительные сети промышленных предприятий на номинальное напряжение 10 кВ имеют одностороннее питание и выполняются с изолированной нейтралью. Для таких сетей должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от междуфазных замыканий и от однофазных замыканий на землю [9]. Наиболее распространенным видом защиты является максимальная токовая защита (МТЗ). От междуфазных замыканий такую защиту рекомендуют [9] выполнять в двухфазном исполнении и включать ее в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения с целью отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. В зависимости от требований чувствительности защита может быть выполнена одно-, двух- или трехрелейной.

Расчет релейной защиты проведем для кабельной линии ГРП-ТПЗ.

Ток срабатывания МТЗ:

(6.1)

где К_зап- коэффициент запаса, учитывает погрешность реле, неточности расчета (К_зап=1,1:1,2) [1];

К_сз- коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска ЭД при восстановлении напряжения после отключения КЗ (К_сз=1,5:3) [1];

К_в- коэффициент возврата токового реле (К_в=0,8:0,85);

I_p_,_max- максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Выбираем трансформатор типа ТПЛ-10 с коэффициентом трансформации К_т=100/5.

Ток срабатывания реле:

(6.2)

где К_сх- коэффициент схемы, зависит от способа соединения ТТ и имеет значение 1- при соединение в полную звезду (или неполную) и - при включении реле на разность токов двух фаз [1]

Принимаем установку для реле РТ-40 равную 5А.

Выбранная защита должна быть проверена по чувствительности, т.е.:

(6.3)

где I_кз_min- минимальный ток КЗ в конце защищаемого участка.

Чувствительность защиты считается достаточной, если при КЗ в конце защищаемого участка К_ч≥1,5 [1].

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

(6.4)

где t₂- выдержка времени защиты, расположенной ближе к источнику питания по сравнению с защитой, имеющей меньшую выдержку времени t₁;

∆t- ступень избирательности, в расчетах принимается равной 0,6-1 с. для защит с ограниченно зависимой от тока КЗ характеристикой времени срабатывания;

0,3-0,6 с. для защит с независимой характеристикой времени срабатывания.

Т.к. нет других защит, кроме МТЗ, то при ∆t=0,3 с. t₂=0,3 с.

Т.к. отсутствует защита тока отсечки t₁=0, то для эффективности работы МТЗ можно применить t₂=0,1 с.

Трансформатор тока типа ТПЛ-10 УЗ

U_ном=10 кВ

I_1ном=100 А

I_2ном=5 А

Трансформатор напряжения типа НТМН-10-66 УЗ

U_ном=10 кВ

U₁=10 кВ

U₂=100 В

Реле тока типа РТ-40

I_{уставки}=5 А

Реле времени типа РВМ-12

Реле промежуточное типа РП-341

Реле указательное типа РУ-21

Реле промежуточное типа РП-341.

7. Охрана труда

При прикосновении человека к токоведущим частям электрической установки, находящимся под напряжением, или к металлическим частям, которые оказываются под напряжением вследствие пробоя или неисправности изоляции, может произойти поражение человека электрическим током. Для исключения случайного прикосновения человека к голым токоведущим частям устанавливают ограждения или располагают токоведущие на определенной высоте.

Чтобы обеспечить безопасность людей, работающих на установках до 1000 В и выше, необходимо сооружать заземляющие или зануляющие устройства, заземлять или занулять металлические части электрического оборудования или электрических установок. Заземляющие и зануляющие устройства должны удовлетворять требованию, обусловленному режимом работы сетей и защиты от перенапряжений. [5].

Заземлением какой-либо части электрической установки называется преднамеренное соединение её с заземляющим устройством с целью сохранения на ней достаточно низкого потенциала и обеспечения нормальной работы системы или ее элементов в выбранном для них режиме [9].

Занулением называется преднамеренное электрическое соединение с нулевым защитным проводником металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением [9].

7.1 Расчет зануляющих устройств для СН

Трансформаторная подстанция 10/0,4, площадь 8*5,5 м² встроена в здание ТМХ. ρ_изм= 160 Ом*м, климатическая зона, средняя влажность.

Решение:

Допустимое сопротивление заземляющего устройства:

R_{з доп}=4 Ом.

Сопротивление естественного заземлителя- железобетонного фундамента [7]:

(7.1)

Так как ρ_изм=160 Ом*м <10³ Ом*м при U_л=380 В.

S=8*5,5=44 (м²)<S₀=156 м²

где S₀- критический параметр площади естественного заземлителя [7]. Следовательно, расчет естественного заземлителя (фундамента здания) не возможен.

Произведем расчет искусственного заземляющего устройства.

Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

(7.2)

(7.3)

где К_п.г., К_п.в.- повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов, приняты по [7] для климатической зоны.

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа [1]:

(7.4)

В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни d=12 мм, l_в=5 м.

t- расстояние от поверхности земли до середины вертикального электрода с учетом заглубления электрода.

Количество вертикальных электродов:

(7.5)

где η_в= 0,58- коэффициент использования вертикальных электродов.

Сопротивление растеканию горизонтальных электродов:

(7.6)

где l- периметр горизонтального заземляющего устройства

h- высота заглубления ЗУ

b- ширина стальной высоты.

Принимаем в качестве горизонтального заземлителя стальную полосу 40*4 мм.

Сопротивление горизонтального электрода с учетом коэффициента использования:

(7.7)

(7.8)

Уточняем количество вертикальных электродов:

(7.9)

где η- поправочный коэффициент

Принимаем к установке 21 вертикальный электрод.

Общее сопротивление ЗУ:

(7.10)

R_зобщ<R_здоп

7.2 Расчет сети зануления собственных нужд на 0,4 кВ

В качестве нулевого проводника принимаем стальную полосу 40*4 мм.

Проверяем соблюдение условия срабатывания защиты:

Наименьшее допустимое значение тока КЗ:

I_{наим кз}=3*630=1890 (А)

где 630 А- номинальный ток расценителя выключателя ВА.

z_тр=0,056 Ом.

Определяем сопротивления фазных и нулевых проводников линия l=10 м

(Ом)

где ρ - плотность проводника (Al)

Плотность тока в стальной полосе:

(А/мм²)

выберем r₁₀ =1.54, x₁₀=0.92

Cопротивление нулевого проводника:

(Ом)

Х_п=0.6*0.01=0.06 (Ом)

где Х_п – сопротивление петли «фаза-нуль».

Находим действительное значение тока К3 (однофазного) проходящего по петле «фаза-нуль» при замыкании фазы на корпусе двигателя.

(А)

Сопротивление заземления нейтрали:

U_K*α₁*α₂≤ U_{пр доп}

U_K=I_З*r₀- напряжение зануления относительно земли.

где I_З- ток замыкания на землю.

α₁,α₂–коэффициенты напряжения прикосновения

r₀ – сопротивление заземленной нейтрали источника

, r₀≤ 30 Ом

Расчетное сопротивление повторного заземления нулевого защитного проводника.

Наибольшее значение напряжения от корпуса относительно земли.

где U_З– часть тока однофазного КЗ стекающего в землю через повторное заземление нулевого защитного проводника

где n – количество повторно заземленных нулевых проводников

r_n – сопротивление одного повторного заземления.

Наибольшее допустимое сопротивление r_n:

r₀=10 Ом, U_прдоп= 65 В

=0,0196 (Ом)

(Ом) ≤30 Ом

Техника безопасности при обслуживании электрооборудования собственных нужд подстанции

1.Электродвигатели.

1.1. Если работа на электродвигателе или проводимом им в движение механизме связана с прикосновением к токоведущим и вращающимся частям, электродвигатель должен быть отключен с выполнением технических мероприятий, предотвращающих его ошибочное включение.

Работа, не связанная с прикосновением к токоведущим частям электродвигателя и приводимого им в движение механизма может проводиться на работающем электродвигателе.

Не допускается снимать ограждения вращающихся частей работающих электродвигателя и механизма.

1.2. При работе на электродвигателе допускается установка заземления на любом участке кабельной линии, соединяющей электродвигатель с секцией РУ, щитом.

Если работы на ЭД рассчитаны на длительный срок, не выполняются или прерваны на несколько дней, то отсоединенная от него кабельная линия должна быть заземлена также со стороны ЭД.

1.3. На однотипных или близких по габариту электродвигателях, установленных рядом с двигателем, на котором предстоит выполнить работу, должны быть вывешены плакаты «Стой! Напряжение!» независимо от того, находятся они в работе или остановлены.

1.4. Порядок включения ЭД для опробования должен быть следующим:

- производитель работ удаляет бригаду с места работы, оформляет окончание работы и сдает наряд оперативному персоналу;

- оперативный персонал снимает установленные заземления, плакаты, выполняет сборку схемы;

После опробования при необходимости продолжения работ на ЭД оперативный персонал вновь подготавливает рабочее место, и бригада по наряду повторно допускается к работе на ЭД.

2. Коммутационные аппараты.

2.1. Допуск к работе на коммутационном аппарате (КА) разрешается после выполнения технических мероприятий, обеспечивающих безопасность работы, включая мероприятия, препятствующие ошибочному срабатыванию КА.

3. Комплектные распределительные устройства.

3.1. При работе на оборудовании тележки или в отсеке шкафа КРУ тележку с оборудованием необходимо выкатить в ремонтное положение, шторку отсека, в котором токоведущие части остались под напряжением, запереть на замок и вывесить плакат безопасности « Стой! Напряжение!», но тележке им в отсеке, где предстоит работать, вывесить плакат «Работать здесь».

3.2. При работе вне КРУ на подключенном к ним оборудовании или на отходящих ВЛ или КЛ тележку с выключателем необходимо выгнать в ремонтное положение из шкафа; шторку или дверцы запереть на замок и на них вывесить плакаты «Не включать! Работают люди» или «Не включать! Работа на линии».

3.3. Оперировать выкаткой тележкой с силовыми предохранителями разрешается под напряжением, но без нагрузки.

4. Измерительные трансформаторы тока.

4.1. Не допускается использовать шины в цепи первичной обмотки ТТ в качестве токоведущих при монтажных и сварочных работах.

4.3. При проверке полярности вторичных обмоток прибор, указывающий полярность, должен быть присоединен к зажимам вторичной обмотки до подачи импульса в первичную обмотку ТТ.

5. Электрические котлы.

5.1. Не допускается на трубопроводах включенных ЭК выполнять работы, нарушающие защитное заземление.

5.2. Перед выполнением работ, связанных с разъединением трубопровода (замены задвижки, участка трубы), следует выполнить с помощью электросварки надежное электрическое соединение разъединяемых частей трубопровода.

5.3. Кожух ЭК с изолированным корпусом должен быть закрыт на замок. Открывать кожух допускается только после снятия напряжения с котла.

6. Конденсаторные установки.

6.1. При проведении работ конденсаторы перед прикосновением к ним или токоведущим частям после отключения установки от источника питания должны быть разряжены независимо от наличия разрядных устройств, присоединенных к шинам или встроенным в единичные конденсаторы.

Разряд конденсаторов - это снижение остаточного напряжения до нуля- производится путем замыкания выводов накоротко и на корпус металлической шиной с заземляющим проводником, укрепленной на изолирующей штанге.

6.2. Выводы конденсаторов должны быть закорочены, если они не подключены к электрическим схемам, но находятся в зоне действия электрического поля (наведенного напряжения).

6.3. Не разрешается прикасаться к клеммам обмотки отключенного от сети асинхронного ЭД, имеющего индивидуальную компенсацию реактивной мощности, до разряда конденсаторов.

6.4. Не разрешается касаться голыми руками конденсаторов, пропитанных трихлордифенилом (ТХД) и имеющих течь. При попадании ТХД на кожу необходимо промыть кожу водой с мылом, при попадании в глаза - промыть глаза слабым раствором двууглекислого натрия (одна чайная ложка питьевой соды на стакан воды).[8]

Литература

Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий.- М: Энергоиздат, 1987г.
Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М: Энергия, 1978г.
Федоров А.А., Сербиковский Г.В. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация. – М: Энергоиздат, 1980г.
Федоров А.А., Сербиковский Г.В. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация. – М: Энергоиздат, 1981г.
Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. – М: Высшая школа, 1981г.
Епанишников М.М. Электрическое освещение. Учебное пособие для студентов ВУЗов. – М: Энергия,1973г.
Карякин Р.Н. Заземляющие устройства электроустановок. – М: ЗАО «Энергосервис», 2000г.
Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. – М: «Издательство НЦ ЭНАС», 2001г.
Правила устройства электроустановок. С. – П.: «Бис», 2001г.
Сборник нормативных и методических документов по измерениям, коммерческому и техническому учету электроэнергии и мощности, - М: ЗАО «Издательство НЦ ЭНАС», 1999г.

ДЕТАЛИ ФАЙЛА:

Имя прикрепленного файла: Проектирование внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия.zip

Размер файла: 571.36 Кбайт

Скачиваний: 855 Скачиваний

Добавлено: : 10/30/2016 21:11

Cайт курсовых работ

ПОПУЛЯРНЫЕ РАБОТЫ

Заказать курсовую или диплом

Бесплатное скачивание работ

АВТОРИЗАЦИЯ

Подробнее о работе: Дипломная работа: Проектирование внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия