Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Проектирование внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия

Дипломная: Проектирование внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия
ДипломнаяПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

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… Читать ещё >

Проектирование внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Проектирование внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия

Ведомость электрических нагрузок по собственным нуждам

№

Наименование

Руст, кВт

Категория

Цех № 1

Цех№ 3

Маслохозяйство

Насосная

Склад

Испытательная станция

Точное литье

Кузнечно-прессовочный цех

Цех № 4(гальванический)

Компрессорная

Гараж

Столовая

Административнобытовой корпус

Столярная мастерская

Проходная

Склад

1.1 Определение расчетных электрических нагрузок по объектам СН подстанции

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

Расчет приведем на примере объекта № 1 (ГЩУ):

Номинальная мощность: Pн=400 кВт Коэффициент спроса: Кс=0,85

cosц=0.8, tgц=0.75

Расчетная активная нагрузка:

= (1.1)

Расчетная реактивная нагрузка:

(1.2)

Рр=0,85*400=340 (кВт)

Qp=340*0,75=255 (кВар) Полная расчетная нагрузка:

(1.3)

(1.4)

(1.5)

(1.6)

где Pp.o.-расчетная осветительная нагрузка;

Рн.о.-номинальная мощность освещения;

Кс.о.-коэффициент спроса на освещение;

Руд -удельная мощность освещения[3];

Fплощадь цеха.

Рн.о=25*897=22 500 (Вт)=22,5 кВт

Pp.o.=22,5*0,9=20,25 (кВт)

Pp?=340+20,25=360,25 (кВт)

Qp?=Qp

реактивная нагрузка освещения не рассчитывается.

Qp?=265 кВар

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

№

Наименование

Силовая нагрузка

Осветительная нагрузка

Расчетная нагрузка

Рном, кВт

Кс

Cosц/

Tgц

Рр, кВт

Qp, кВар

F, м2

Руд, Вт/м2

Рн.о., кВт

Кс.о.

Рр.о.,

кВт

Рр?, кВт

Qр?, кВар

Sр, кВА

Цех№ 1

0,85

0,8/0,75

22,5

0,9

20,25

360,25

441,4

Цех № 3

0,8

0,8/0,75

12,08

0,75

9,06

409,06

507,3

Маслохозяйство

0,7

0,75/0,88

61,6

2,36

0,7

1,65

71,65

61,6

94,5

Насосная

0,7

0,75/0,88

30,8

2,36

0,7

1,65

36,65

30,8

47,9

Склад

0,7

0,75/0,88

15,4

13,6

0,7

0,7

0,49

15,89

13,6

20,9

Испытательная станция

0,65

0,7/1,02

19,5

19,89

0,19

0,75

0,14

19,64

19,89

27,9

Цех № 2(точное литье)

0,75

0,8/0,75

281,25

1,67

0,8

1,36

376,36

281,25

469,8

Кузнечно-прессовочный цех

0,8

0,8/0,75

1,95

0,8

1,56

361,56

451,25

Цех № 4 (гальванический)

0,7

0,75/0,88

246,4

1,84

0,75

1,38

281,4

246,4

Компрессорная

0,7

0,75/0,88

123,2

1,84

0,75

1,38

141,38

123,2

187,5

Здание вспомогательного назначения

0,7

0,8/0,75

52,5

9,44

0,85

8,02

78,02

52,5

Гараж

0,6

0,8/0,75

3,14

0,6

1,88

13,88

16,5

Столовая

0,6

0,8/0,75

6,75

1,8

0,6

1,08

10,08

6,75

12,2

Административно-бытовой корпус

0,8

0,75/0,88

21,2

4,2

0,6

2,52

26,52

21,2

Столярная мастерская

0,75

0,7/1,02

37,5

38,3

336,4

6,74

0,85

5,73

43,23

38,2

57,7

Проходная

0,7

0,8/0,75

5,25

0,36

0,8

0,3

7,3

5,25

8,9

Склад

0,5

0,6/1,3

7,5

9,75

1,65

0,6

0,99

8,5

9,75

12,9

Итого до 1000 В

;

;

2201,9

1744,5

4168,4

;

74,82

;

59,44

2261,4

1744,5

2858,65

Осветительная нагрузка

;

;

;

;

;

174 856,6

349,7

349,7

;

;

;

Итого по СН

;

;

2201,9

1744,5

;

;

424,52

;

409,14

2611,04

1744,5

3140,2

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

?Рр?=2261,4 кВт

?Qр?=1744,5 кВар

?Sр?=2858,65 кВА Потери в трансформаторах КТП:

?Ртц=0,02* Sр? (1.7)

?Qтц=0,1* Sр? (1.8)

?Ртц=0,02*2858,65=58,2 (кВт)

?Qтц=0,1*2858,65=285,865 (кВар) Расчет нагрузки данной ступени:

. (1.9)

(1.10)

где Рр осв.тер.— осветительная нагрузка открытой территории.

Рр=2261,4+58,2+349,7=2669,3 (кВт)

Qp=1744,5+285,865=2030,4 (кВар) Расчет нагрузки компенсирующего устройства:

(1.11)

где tgцном— номинальный коэффициент реактивной мощности.

Среднегодовая мощность работы предприятия:

(1.12)

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

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

Рсг=2669,3*6000/6400=2502,5 (кВт)

(1.13)

Qky=2502,5(0,76−0,33)=1076,1 (кВар) Выбираем стандартные КУ:

2*УКЛ-10,5−450 93[1]

Потери мощности КУ:

?Рку=0,002*Qкуст. (1.14)

?Рку=0,002*900=1,2 (кВт) Расчет нагрузки на шинах ЦРП:

(1.15)

(1.16)

Ррцрп=2669,3+1,8=2671,1 (кВт)

Qрцрп=2030,4−900=1130,4 (кВар) Расчетная нагрузка предприятия на этой ступени (питающие линии) с учетом разновременности максимума:

(1.17)

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

(кВА)

1.3 Определение рационального напряжения

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

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

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

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

Радиусы окружностей картограммы:

(1.18)

где Ррi-расчетная активная нагрузка i-го цеха

mпринятый масштаб для определения площади круга.

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

F1=274,95 м2 F2=392,9 м2

х1 =194 м х2=214 м у1=190 м у2=189 м Определим центр здания [1]:

(1.19)

(1.20)

(м)

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

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

(о.е.)

(1.21)

Определим ЦЭН по предприятию в целом:

ЦЭН предприятия > (208;172,8) м.

Таблица № 1.4.1.

№

Координаты центров

Fi, м2

Pi, кВт

?Pi*xi

?Pi*yi

ri (о.е.)

б0

Рр.ав, кВт

xi, м

yi, м

104,5

192,5

360,25

37 646,125

69 348,125

3,4

20,08

20,25

204,8

189,5

409,06

83 775,5

77 516,9

3,6

8,01

9,06

71,65

10 675,85

29 949,7

1,5

8,4

1,65

36,65

5460,85

111 441,6

1,1

15,6

1,65

192,5

15,89

2319,94

3058,8

0,7

11,5

0,49

19,64

2415,7

3711,96

0,8

2,5

0,14

376,36

25 592,5

73 390,2

3,5

1,25

1,36

361,56

100 875,24

69 057,96

3,4

1,55

1,56

281,4

103 836,6

2,3

2,9

1,38

141,38

54 289,9

706,9

2,12

3,5

1,38

78,02

23 562,04

1,6

35,9

8,02

13,88

555,2

2706,6

0,66

49,5

1,88

10,08

2792,2

1068,5

0,56

39,5

1,08

26,52

7399,08

4110,6

0,9

35,67

2,52

336,4

43,23

5014,68

17 853,9

1,2

45,6

5,73

7,3

2219,2

598,6

0,48

14,9

0,3

8,5

0,52

41,9

0,99

?Pi=2261,4 кВт

?Pi*xi=470 385,605 кВт

?Pi*yi=390 792,345 кВт

1.5 Выбор количества и мощности ЦТП по удельной плотности нагрузок

Удельная плотность нагрузок у утверждает экономическую целесообразность выбранного трансформатора ЦТП:

(1.22)

а) у< 0,2 кВА/м2 — принимаются трансформаторы до 1000 кВА включительно;

б) 0,2<�у<0.3 кВА/м2 — трансформаторы 1600 кВА;

в) у?0,3 кВА/м2 — трансформаторы 1600 или 2500 кВА.

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

Цех № 1:

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

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

Таблица № 1.5.1

№

Наименование

Рр, кВт

Qр, кВар

Sр, кВА

F, м2

у, кВА/м2

Количество мощность трансформаторов

Цех№ 1

360,25

441,4

0,49

2*400

Цех № 3

409,06

507,3

0,8

2*400

Маслохозяйство

71,65

61,6

94,5

0,56

2*100

Насосная

36,65

30,8

47,9

0,28

1*100

Склад

15,89

13,6

20,9

0,42

1*100

Испытательная станция

19,64

19,89

27,9

1,7

1*100

Цех № 2(точное литье)

376,36

281,25

469,8

4,2

2*400

Кузнечно-прессовочный цех

361,56

451,25

3,6

2*400

Цех № 4 (гальванический)

281,4

246,4

3,1

2*250

Компрессорная

141,38

123,2

187,5

1,5

2*160

Здание вспомогательного назначения

78,02

52,5

0,19

1*160

Гараж

13,88

16,5

0,05

;

Столовая

10,08

6,75

12,2

0,07

;

Административно-бытовой корпус

26,52

21,2

0,11

1*100

Столярная мастерская

43,23

38,3

57,7

336,4

0,17

1*100

Проходная

7,3

5,25

8,9

0,37

1*100

Склад

8,5

9,75

12,9

0,078

;

Далее составляем три варианта распределительных сетей (таблица № 1.5.2)

Пункт питания

Потребители

Место расположения

Qр, кВар

Рр, кВт

tgц

Qрк, кВар

Qкуст, кВар

Sр, кВА

N*Sнт

Кзн

Кзав

Вариант № 1

ТП 1

3,4,15

130,7

151,53

0,86

80,3

2*37,5

161,44

2*160

0,5

1,0

ТП 2

1,5,6

288,49

395,78

0,73

158,3

2*75

419,3

2*400

0,52

1,04

ТП 3

2,17

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

355,7

483,48

0,74

198,2

2*100

507,9

2*400

0,63

1,26

ТП 5

7,12

290,25

390,24

0,74

2*75

414,7

2*400

0,52

1,04

ТП 6

9,10

369,2

422,78

0,87

228,3

2*100

455,4

2*400

0,57

1,14

Вариант № 2

ТП 1

7,12

290,25

390,24

0,74

2*75

414,7

2*400

0,52

1,04

ТП 2

1,3,4,5,6,15

419,19

547,31

0,76

2*100

589,6

2*630

0,47

0,94

ТП 3

2,13,16,17

321,75

434,94

0,74

178,3

2*75

467,62

2*400

0,58

1,16

ТП 4

8,11,14

343,7

466,1

0,74

191,1

2*100

487,7

2*400

0,6

1,2

ТП 5

9,10

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

130,7

151,53

0,86

80,3

2*37,5

161,44

2*160

0,5

1,0

ТП 2

1,5,6

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

342,95

461,46

0,74

189,2

2*75

500,2

2*400

0,62

1,22

ТП 4

8,11

322,5

439,58

0,73

175,8

2*75

472,2

2*400

0,59

1,18

ТП 5

7,12

290,25

390,24

0,74

2*75

414,7

2*400

0,52

1,04

ТП 6

9,10

369,2

422,78

0,87

228,3

2*100

455,4

2*400

0,57

1,14

1.6 Потери мощности в трансформаторах ЦТП

(1.24)

(1.25)

где ?Рхх, ?Ркз— потери мощности холостого хода и короткого замыкания одного трансформатора.

Кз— коэффициент загрузки (фактическое значение).

Так как все ЦТП двухтрансформаторные, то

?Р2т=2*?Рт (1.28)

?Q2т=2*?Qт (1.27)

Расчетная активная нагрузка:

(1.28)

Расчетная реактивная нагрузка:

Q/р=Qр+?Q2т (1.29)

где Qр= Qр-Qку.ст.

Полная мощность:

Расчеты сводятся в таблицу № 1.6.1.

№ ЦТП

Число и мощность трансформаторов

Кз/К2з

Потери трансформатора

?Р2т, кВт

?Q2т, кВар

Р/р, кВт

Q/р, кВар

S/р, кВА

Рхх, кВт

Ркз, кВт

Ixx %

Uкз %

Вариант № 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*400

0,52/0,27

0,92

5,5

2,3

5,5

4,8

30,28

400,58

168,77

434,68

2*400

0,56/0,31

0,92

5,5

2,3

5,5

5,2

32,04

422,76

191,79

464,23

2*400

0,63/0,4

0,92

5,5

2,3

5,5

6,24

489,72

191,7

525,9

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*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

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*630

0,47/0,22

1,42

7,6

5,5

6,18

40,44

553,49

259,63

611,36

2*400

0,58/0,34

0,92

5,5

2,3

5,5

5,58

33,36

440,52

205,11

485,93

2*400

0,6/0,36

0,92

5,5

2,3

5,5

5,8

34,24

471,9

177,94

504,3

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

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*400

0,52/0,27

0,92

5,5

2,3

5,5

4,8

30,28

400,58

168,77

434,68

2*400

0,62/0,38

0,92

5,5

2,3

5,5

6,02

35,12

467,48

191,79

520,15

2*400

0,59/0,35

0,92

5,5

2,3

5,5

5,68

33,8

445,26

191,7

490,73

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*400

0,57/0,32

0,92

5,5

2,3

5,5

5,36

32,48

428,14

251,68

496,6

1.7 Расчет распределительной сети

Рабочий ток в линии:

(1.30)

Напряжение в сети 10 кВ и 0,4 кВ.

Расчеты сводятся в таблицу № 1.7.1.

Таблица № 1.7.1

Наименование линии

Назначение линии

Расчетные мощности

Ip, А

l, км

Способ прокладки кабеля

Рр, кВт

Qр, кВар

Sр, кВА

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

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

135,84

0,054

Траншея

Л14

СП6-СП7

26,52

21,2

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

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

135,84

0,057

Траншея

Л17

СП10-СП11

26,52

21,2

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

49,13

0,082

Траншея

Л12

ТП4-СП8

78,02

52,5

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

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.

(А) выбираем кабель типа ААШВ 3*16 мм2, Iдоп=75 А б) выбор кабеля по экономической плотности тока [1]:

(1.34)

где Iд.н.р.— допустимая нагрузка на кабель в нормальном режиме

jэк— экономическая плотность тока.

S=4,67/1,2=3,89 (мм2)

выбираем кабель типа ААШВ.

Расчеты по всем вариантам сводим в таблицу № 1.8.1

Наименование линии

Расчетная нагрузка на один кабель

l, км

Способ прокладки кабеля

Поправочный коэффициент

Допустимая нагрузка на один кабель

Sнагр, мм2

S?U, мм2

Sэ, мм2

Марка и сечения кабеля

Iр.н., А

Iр.ав., А

Iд.н.р, А

Iдав.р., А

Вариант № 1

Л1

4,85

9,7

0,112

канал

0,8

4,67

9,34

3,89

ААШВ 3*16

Л2

12,56

25,13

0,13

канал-траншея

0,8

12,08

24,16

10,1

ААШВ 3*16

Л3

13,41

26,83

0,057

канал-траншея

0,9

11,45

22,9

9,5

ААШВ 3*16

Л4

15,2

30,4

0,06

траншея

0,9

12,99

25,98

10,8

ААШВ 3*16

Л5

12,45

24,9

0,055

траншея

0,9

10,65

21,3

8,9

ААШВ 3*16

Л6

14,35

28,7

0,202

траншея

0,9

12,26

24,53

10,22

ААШВ 3*16

Л7

68,28

136,56

0,112

канал

0,9

58,36

116,72

48,3

АВВГ 3*50+1*25

Л8

41,69

83,38

0,022

канал

0,9

35,65

71,3

29,7

АВВГ 3*25+1*16

Л9

20,16

40,32

0,03

траншея

0,9

17,25

34,5

14,4

АВВГ 3*16+1*10

Л10

15,1

30,2

0,019

траншея

0,9

12,9

25,8

10,75

АВВГ 3*16+1*10

Л11

11,9

23,8

0,02

траншея

9,15

18,3

7,6

АВВГ 3*10+1*6

Л12

9,32

18,64

0,105

траншея

7,17

14,34

5,97

АВВГ 3*6+1*4

Л13

67,92

135,84

0,054

траншея

0,9

58,05

116,1

48,37

АВВГ 3*50+1*25

Л14

24,56

49,13

0,01

траншея

18,9

37,8

15,75

АВВГ 3*16+1*10

Л15

8,81

17,63

0,054

траншея

6,78

13,56

5,6

АВВГ 3*6+1*4

Л16

6,45

12,9

0,033

траншея

4,95

9,9

4,125

АВВГ 3*6+1*4

Л17

135,4

270,95

0,05

траншея

0,9

115,79

231,58

96,49

АВВГ 3*95+1*50

Вариант № 2

Л1

17,67

35,34

0,13

канал-траншея

0,85

15,99

31,98

13,3

ААШВ 3*16

Л2

12,49

24,9

0,055

траншея

0,9

10,64

21,28

8,86

ААШВ 3*16

Л3

14,04

28,09

0,062

канал-траншея

0,8

13,5

27,01

11,25

ААШВ 3*16

Л4

14,57

29,15

0,11

канал-траншея

0,8

14,01

28,03

11,67

ААШВ 3*16

Л5

14,35

28,7

0,195

траншея

0,85

12,98

25,97

10,82

ААШВ 3*16

Л6

34,61

69,22

0,125

траншея-канал

0,85

31,32

62,64

26,1

АВВГ 3*25+1*16

Л7

68,26

136,52

0,112

канал

0,9

58,36

116,68

48,6

АВВГ

3*50+1*25

Л8

41,69

83,38

0,022

канал

0,9

35,63

71,26

29,69

АВВГ 3*25+1*16

Л9

20,16

40,32

0,03

траншея

0,9

17,23

34,46

14,36

АВВГ 3*16+1*10

Л10

15,1

30,2

0,019

траншея

0,9

12,9

25,8

10,75

АВВГ 3*10+1*6

Л11

9,32

18,64

0,117

траншея

14,34

14,34

5,97

АВВГ 3*6+1*4

Л12

8,81

17,63

0,045

траншея

6,78

13,56

5,65

АВВГ 3*6+1*4

Л13

6,45

12,9

0,03

траншея

4,95

9,9

4,12

АВВГ 3*6+1*4

Л14

11,9

23,8

0,015

траншея

9,15

18,31

7,6

АВВГ 3*10+1*6

Л15

135,47

270,95

0,052

траншея

0,9

115,79

231,58

96,49

АВВГ 3*95+1*50

Л16

67,92

135,84

0,057

траншея

0,8

65,3

130,6

54,42

ААВГ 3*35+1*25

Л17

24,56

49,13

0,01

траншея

18,89

37,79

15,7

АВВГ 3*16+1*10

Вариант № 3

Л1

4,85

9,7

0,112

канал

0,8

4,67

9,34

3,89

ААШВ 3*16

Л2

12,56

25,13

0,12

канал-траншея

0,8

12,08

24,16

10,06

ААШВ 3*16

Л3

15,03

30,07

0,057

канал-траншея

0,9

12,85

25,7

10,7

ААШВ 3*16

Л4

14,18

28,36

0,6

траншея

0,85

12,83

25,66

10,69

ААШВ 3*16

Л5

12,45

24,9

0,55

траншея

0,9

10,64

21,28

8,86

ААШВ 3*16

Л6

14,35

28,7

0,202

траншея

0,9

12,26

24,52

10,22

ААШВ 3*16

Л7

68,28

136,56

0,112

канал

0,9

58,35

116,7

48,62

АВВГ

3*50+1*25

Л8

41,69

83,38

0,022

канал

0,9

35,63

71,26

29,69

АВВГ 3*25+1*16

Л9

20,16

40,32

0,03

траншея

0,9

17,23

34,46

14,36

АВВГ 3*16+1*10

Л10

15,1

30,2

0,019

траншея

0,9

12,9

25,8

10,75

АВВГ 3*10+1*6

Л11

24,56

49,13

0,082

траншея

0,85

22,23

44,46

18,52

АВВГ 3*16+1*10

Л12

67,92

135,84

0,054

траншея

0,9

58,08

116,1

48,4

АВВГ

3*50+1*25

Л13

8,81

17,63

0,048

траншея

6,78

13,56

5,65

АВВГ 3*6+1*4

Л14

6,45

12,9

0,047

траншея

4,95

9,9

4,12

АВВГ 3*6+1*4

Л15

9,32

18,64

0,04

траншея

7,17

14,34

5,97

АВВГ 3*6+1*4

Л16

135,47

210,95

0,05

траншея

0,9

115,79

231,58

96,49

АВВГ 3*95+1*50

Л17

11,9

23,8

0,02

траншея

9,85

18,31

7,6

АВВГ 3*10+1*6

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

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

Прокладка кабелей на территории открытых ГУ подстанций в кабельных каналах.

2. Технико-экономический расчет

Технико-экономические расчеты выполняют для:

— наиболее рациональной схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом;

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

— электрических аппаратов и токоведущих средств;

— сечений проводов, шин и жил кабелей.

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

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

1) технические, которые сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих рассматриваемый вариант;

2) экономические, при которых расчет вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых условий развития техники с учетом одних и тех же экономических показателей, характеризующих рассматриваемый вариант.

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

2.1 капитальные вложения в электрические аппараты и трансформаторы

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

l<200 м — один выключатель в начале линии.

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

Таблица № 2.1.1.

Наименование линии

Выключатели

Трансформаторы

тип

количество

К1, т.р.

К2, т.р.

тип

количество

К1, т.р.

К2, т.р.

Вариант № 1

Л1

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*160

100,62

201,24

Л2

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*400

185,76

371,52

Л3

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*400

;

371,52

Л4

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*400

;

371,52

Л5

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*400

;

371,52

Л6

BB/TEL

;

185,76

ТМ

2*400

;

371,52

Вариант № 2

Л1

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*400

;

185,76

Л2

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*630

114,81

229,62

Л3

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*400

;

185,76

Л4

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*400

;

185,76

Л5

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*400

;

185,76

Вариант № 3

Л1

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*160

;

100,62

Л2

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*400

;

185,76

Л3

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*400

;

185,76

Л4

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*400

;

185,76

Л5

BB/TEL

92,88

;

ТМ

2*400

;

185,76

Л6

BB/TEL

;

185,76

ТМ

2*400

;

185,76

Капитальные вложения в электрические аппараты:

Вариант 1: Кэа=1300,32 т.р.

Вариант 2: Кэа=928,8 т.р.

Вариант 3: Кэа=1300,32 т.р.

Амортизационные отчисления на электрические аппараты:

Сэа=Кэа*0,1

Вариант 1: Сэа=65,016 т.р.

Вариант 2: Сэа= 46,44 т.р.

Вариант 3: Сэа= 65,016 т.р.

Капитальные вложения в трансформаторы:

Вариант 1: Ктр= 1029,42 т.р.

Вариант 2: Ктр=972,66 т.р.

Вариант 3: Ктр=1029,42 т.р.

2.2 Капитальные вложения в линии и расход цветного металла

Расход цветного металла:

(2.1)

где lдлина линии, км

gудельный вес кабеля, т/км

nколичество линий.

Капитальные вложения в линии:

(2.2)

где куд— удельная стоимость 1 км линии, т.р./км Расчет по вариантам сводим в таблицу № 2.2.1.

Таблица № 2.2.1

наименование линии

количество

марка

сечение, мм2

l, км 1-го кабеля

g, т/км

G, т

Куд, т.р./км

Кл, т.р.

Вариант № 1

Л1

ААШВ

0,112

0,13

0,2 912

86,5

19,4

Л2

ААШВ

0,13

0,13

0,0338

86,5

22,5

Л3

ААШВ

0,057

0,13

0,1 482

86,5

9,85

Л4

ААШВ

0,06

0,13

0,0156

86,5

10,5

Л5

ААШВ

0,055

0,13

0,0143

86,5

9,5

Л6

ААШВ

0,202

0,13

0,5 252

86,5

34,95

Л7

АВВГ

0,112

0,47

0,10 528

16,8

Л8

АВВГ

0,022

0,24

0,1 056

2,5

Л9

АВВГ

0,03

0,15

0,009

80,5

3,05

Л10

АВВГ

0,019

0,15

0,0057

80,5

1,9

Л11

АВВГ

0,02

0,09

0,0018

0,9

Л12

АВВГ

0,105

0,06

0,0063

42,5

4,45

Л13

АВВГ

0,054

0,47

0,5 076

8,1

Л14

АВВГ

0,01

0,15

0,0015

50,5

0,505

Л15

АВВГ

0,054

0,06

0,324

42,5

2,3

Л16

АВВГ

0,033

0,06

0,199

42,5

1,4

Л17

АВВГ

0,05

0,9

0,09

Вариант № 2

Л1

ААШВ

0,13

0,13

0,0338

86,5

22,5

Л2

ААШВ

0,055

0,13

0,0143

86,5

9,5

Л3

ААШВ

0,062

0,13

0,1 612

86,5

10,7

Л4

ААШВ

0,11

0,13

0,0286

86,5

19,05

Л5

ААШВ

0,195

0,13

0,0507

86,5

33,75

Л6

АВВГ

0,125

0,24

0,06

14,25

Л7

АВВГ

0,112

0,47

0,10 528

16,8

Л8

АВВГ

0,022

0,24

0,1 056

2,5

Л9

АВВГ

0,03

0,15

0,009

50,5

3,05

Л10

АВВГ

0,019

0,09

0,342

1,7

Л11

АВВГ

0,117

0,06

0,702

42,5

4,95

Л12

АВВГ

0,045

0,06

0,0027

42,5

1,9

Л13

АВВГ

0,03

0,06

0,0018

42,5

1,3

Л14

АВВГ

0,015

0,09

0,135

0,7

Л15

АВВГ

0,052

0,9

0,0936

13,5

Л16

АВВГ

0,057

0,33

0,3 762

64,5

7,35

Л17

АВВГ

0,01

0,15

0,0015

50,5

0,52

Вариант № 3

Л1

ААШВ

0,112

0,13

0,2 912

86,5

19,4

Л2

ААШВ

0,12

0,13

0,0312

86,5

20,75

Л3

ААШВ

0,057

0,13

0,1 482

86,5

9,85

Л4

ААШВ

0,06

0,13

0,0156

86,5

10,4

Л5

ААШВ

0,055

0,13

0,0143

86,5

9,5

Л6

ААШВ

0,202

0,13

0,5 252

86,5

34,95

Л7

АВВГ

0,112

0,47

0,10 528

16,8

Л8

АВВГ

0,022

0,24

0,1 056

2,5

Л9

АВВГ

0,03

0,15

0,009

50,5

3,05

Л10

АВВГ

0,019

0,09

0,342

1,7

Л11

АВВГ

0,082

0,15

0,0123

50,5

4,15

Л12

АВВГ

0,054

0,47

0,5 076

8,1

Л13

АВВГ

0,048

0,06

0,288

42,5

2,05

Л14

АВВГ

0,047

0,06

0,282

42,5

Л15

АВВГ

0,04

0,06

0,0024

42,5

1,7

Л16

АВВГ

0,05

0,9

0,009

Л17

АВВГ

0,02

0,09

0,0018

0,9

вариант 1: ?G=0.44 629 т.р., ?Кл=32,321 т.р.

вариант 2: ?G=0,47 737 т.р., ?Кл=32,801 т.р.

вариант 3: ?G=0,36 778 т.р., ?Кл=32,16 т.р.

2.3 Стоимость потерь электроэнергии в КЛ и амортизационные отчисления

Потери электроэнергии, кВтч/год:

(2.3)

где ?Рфактические потери электроэнергии, кВт:

(2.4)

где ?Pн— номинальные потери на 1 км линии [1]

Тг— годовое число часов работы.

Стоимость потерь электроэнергии:

(2.5)

где С0= 0,4 р/кВтч (0,0004 т.р./кВтч) Стоимость амортизационных отчислений:

(2.6)

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

Вариант № 1, линия 1:

l=0,112 км, две линии, ?Pн=39 кВт/км.

?Р=2*0,112*39=8,736 (кВт)

?Э=8,736*6400=55 910,4 (кВтч/год) СПкл=0,0004*55 910,4=22,364 (т.р.)

Сакл=0,06*3,88=0,2328 (т.р.)

Расчеты по вариантам сводим в таблицу № 2.3.1.

Таблица № 2.3.1.

наименование линии

n

l, км

?Pн, кВт/км

?Р, кВт

?Э, кВтч/год

СПкл, т.р.

Кл, т.р.

Сакл, т.р.

Вариант № 1

Л1

0,112

8,736

55 910,4

22,364

19,4

0,2328

Л2

0,13

10,14

25,958

22,5

0,27

Л3

0,057

4,446

28 454,4

11,818

9,85

0,1182

Л4

0,06

4,68

11,98

10,5

0,126

Л5

0,055

4,29

10,982

9,5

0,114

Л6

0,202

15,756

100 838,4

40,33

34,95

0,419

Л7

0,112

17,248

110 387,2

44,156

16,8

0,202

Л8

0,022

3,3

8,448

2,5

0,03

Л9

0,03

4,26

10,906

3,05

0,0366

Л10

0,019

2,698

17 267,2

6,907

1,9

0,0288

Л11

0,02

1,34

3,43

0,9

0,0108

Л12

0,105

6,3

16,128

4,45

0,0534

Л13

0,054

8,316

53 222,4

21,289

8,1

0,0972

Л14

0,01

0,71

1,818

0,505

0,0061

Л15

0,054

3,24

8,294

2,3

0,0276

Л16

0,033

1,98

5,069

1,4

0,0168

Л17

0,05

8,3

21,248

0,156

Вариант № 2

Л1

0,13

10,14

25,958

22,5

0,27

Л2

0,055

4,29

10,982

9,5

0,114

Л3

0,062

4,836

30 950,4

12,38

10,7

0,128

Л4

0,11

8,58

21,965

19,05

0,2286

Л5

0,195

15,21

38,938

33,75

0,405

Л6

0,125

18,75

14,25

0,171

Л7

0,112

17,248

110 387,2

44,155

16,8

0,202

Л8

0,022

3,3

8,448

2,5

0,03

Л9

0,03

4,26

10,906

3,5

0,0366

Л10

0,019

2,546

16 294,4

6,518

1,7

0,0204

Л11

0,117

7,02

17,97

4,95

0,0594

Л12

0,045

2,7

6,912

1,9

0,0228

Л13

0,03

1,8

4,608

1,3

0,0156

Л14

0,015

1,005

2,573

0,7

0,0084

Л15

0,052

8,84

22,63

13,5

0,162

Л16

0,057

8,664

55 449,6

22,18

7,35

0,0882

Л17

0,01

0,71

1,818

0,505

0,0061

Вариант № 3

Л1

0,112

8,736

55 910,4

22,364

19,4

0,2328

Л2

0,12

9,36

23,962

20,75

0,249

Л3

0,057

4,446

28 454,4

11,38

9,85

0,1182

Л4

0,06

4,68

11,98

10,4

0,1248

Л5

0,055

4,29

10,982

9,5

0,114

Л6

0,202

15,756

100 838,4

40,335

34,95

0,4194

Л7

0,112

17,248

110 387,4

44,155

16,8

0,2016

Л8

0,022

3,3

8,448

2,5

0,03

Л9

0,03

4,26

10,906

3,05

0,0366

Л10

0,019

2,546

16 294,4

6,518

1,7

0,0204

Л11

0,082

5,822

37 260,8

14,904

4,15

0,0498

Л12

0,054

8,316

53 222,4

21,289

8,1

0,0972

Л13

0,048

2,88

7,373

2,05

0,0246

Л14

0,047

2,88

7,219

0,024

Л15

0,04

2,4

6,144

1,7

0,0204

Л16

0,05

8,3

21,248

0,156

Л17

0,02

1,34

3,43

0,9

0,0108

1 вариант:

??Э=676 736 кВтч/год

?? СПкл=271,125 т.р.

?? Сакл=1,9453 т.р.

?? Кл=32,321 т.р.

2 вариант:

??Э=767 353,6 кВтч/год

?? СПкл=306,942 т.р.

?? Сакл=1,9681 т.р.

?? Кл=32,801 т.р.

3 вариант:

??Э=681 600 кВтч/год

?? СПкл=272,637 т.р.

?? Сакл=1,9296 т.р.

?? Кл=32,16 т.р.

2.4 Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах и амортизационные отчисления

Стоимость потерь электроэнергии:

(2.7)

Потери электроэнергии:

(2.8)

где ?Рт— потери электроэнергии в трансформаторе:

(2.9)

?Р/xx— потери холостого хода:

(2.10)

Кисп=0.07- коэффициент изменения потерь:

(2.11)

?P/кз— потери короткого замыкания:

(2.12)

(2.13)

Вариант 1, ТП: 2*160, К2з=0,25

?Р/xx=0,42+0,07*2,6/100*160=0,71 (кВт)

?P/кз=1,97+0,07*5,5/100*160=2,586 (кВт)

?Рт=0,71+2,586*0,25=1,3565 (кВт)

?Р=2*1,3565=2,713 (кВт)

?Э=2,713*6400=17 363,2 (кВтч/год) Сптр=17 363,2*0,0004=6,9 (т.р.)

=100,62*0,1=10,062 (т.р.)

Расчеты сводятся в таблицу № 2.4.1.

Таблица № 2.4.1

№ ТП

n*Sнт

К2з

?Рxx, кВт

?Pкз, кВт

?Р, кВт

?Э, кВтч/год

Сптр, т.р.

Ктр, т.р.

Сатр, т.р.

Вариант № 1

2*160

0,25

0,71

2,586

2,713

17 363,2

6,9

100,62

10,062

2*400

0,27

1,564

7,04

6,929

44 349,44

17,74

185,76

18,576

2*400

0,31

1,564

7,04

7,4928

47 953,92

19,19

185,76

18,576

2*400

0,4

1,564

7,04

8,76

22,426

185,76

18,576

2*400

0,27

1,564

7,04

6,929

44 349,44

17,74

185,76

18,576

2*400

0,32

1,564

7,04

7,6334

48 855,04

19,54

185,76

18,576

Вариант № 2

2*400

0,27

1,564

7,04

6,929

44 349,44

17,74

185,76

18,576

2*630

0,22

2,302

10,025

9,015

23,078

229,62

22,962

2*400

0,34

1,564

7,04

7,915

50 657,28

20,263

185,76

18,576

2*400

0,36

1,564

7,04

8,1968

52 459,52

20,98

185,76

18,576

2*400

0,32

1,564

7,04

7,6334

48 855,04

19,54

185,76

18,576

Вариант № 3

2*160

0,25

0,71

2,586

2,713

17 363,2

6,9

100,62

10,062

2*400

0,27

1,564

7,04

6,929

44 349,44

17,74

185,76

18,576

2*400

0,38

1,564

7,04

8,478

54 261,76

21,705

185,76

18,576

2*400

0,35

1,564

7,04

8,056

51 558,4

20,623

185,76

18,576

2*400

0,27

1,564

7,04

6,929

44 349,44

17,94

185,76

18,576

2*400

0,32

1,564

7,04

7,6334

48 855,04

19,54

185,76

18,576

вариант 1:

??Э=258 935,04 кВтч/год

?Сптр=103,526 т.р.

?Сатр=102,942 т.р.

?Ктр=1029,42 т.р.

вариант 2:

??Э=254 017,28 кВтч/год

?Сптр=101,601 т.р.

?Сатр=97,266 т.р.

?Ктр=972,66 т.р.

вариант 3:

??Э=260 737,28 кВтч/год

?Сптр=104,448 т.р.

?Сатр=102,942 т.р.

?Ктр=1029,42 т.р.

2.5 Сравнение эксплуатационных расходов по схемам электроснабжения

(2.14)

Вариант № 1:

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

Вариант № 2:

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

Вариант № 3:

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

Потери электроэнергии:

Вариант№ 1:

??Э=935 671 кВтч/год Вариант№ 2:

??Э=1 021 370,8 кВтч/год Вариант№ 3:

??Э=942 337,28 кВтч/год Меньшие расходы кап. вложений во 2-ом варианте, но меньшие потери электроэнергии в 1-ом варианте.

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

3. Расчет токов короткого замыкания

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

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

Sб=120 МВА

Uб=10,5 кВ

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

1) Сопротивление системы:

(3.1)

(о.е.)

2) Сопротивление линии системаГРП:

(3.2)

(3.3)

хКЛ1=0,081*0,01*2=0,0009 (о.е.)

rКЛ1= (о.е.)

3) Сопротивление линии ГРП-ТПЗ:

(о.е.)

(о.е.)

4) Сопротивление трансформатора ТПЗ:

(3.4)

(3.5)

(о.е.)

(о.е.)

Точка К1:

(кА) где куд— ударный коэффициент [1]

Ударный ток:

(кВ)

(кВА) Точка К2:

(кА)

[1]

(кВ)

(кВА) Точка К3:

(кА)

[1]

(кВ)

(кВА)

4. Проектирование цехового электроснабжения

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

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

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

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

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

№

Наименование приемников электроэнергии

Количество

Руст, кВт

Насос

5,5

Насос

5,5

Насос

5,5

Точильный

2,2

Станок сверлильный

2,2

Станок сверлильный

2,2

Станок сверлильный

2,2

Станок наждачный

1,1

Сварочный аппарат

1,0

Тельфер

5,5

Тельфер

5,5

Фрезерный станок

1,1

Фрезерный станок

1,1

2,2

2,2

2,2

2,2

2,2

7,5

5,5

4.1 Расчет нагрузок по ТМХ

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

где Кн— коэффициент использования [1]

Iр— рабочий ток в сети в нормальном режиме.

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

(4.5)

(4.6)

формула применяется, если nэ?10

Осветительная нагрузка:

Расчеты по всем потребителям сводим в таблицу № 4.1.1

Наименование источника питания и группы потребителей

Число приемников

Установленная мощность

Кн

Средняя нагрузка

nэ

Км

Расчетная нагрузка

Iр, А

Рном одного

Рном общ.

Рр, кВт

Qр, кВар

Рр, кВт

Qр, кВар

Sр, кВА

Группа А

Компрессор 1

5,5

5,5

0,7

0,92/0,43

38,5

16,55

;

;

38,5

16,55

41,91

60,56

Компрессор 2

5,5

5,5

0,7

0,92/0,43

38,5

16,55

;

;

38,5

16,55

41,91

60,56

Компрессор 3

5,5

5,5

0,7

0,92/0,43

38,5

16,55

;

;

38,5

16,55

41,91

60,56

Электрокотел

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

2,2/55

18,7

;

;

151,68

79,09

;

;

Группа В

СП 1

1,1/10

34,2

0,4

0,83/0,67

13,68

9,17

1,5

20,52

10,09

22,87

33,05

СП 2

2,2/11

40,5

0,85

0,78/0,8

34,42

27,54

;

;

34,42

27,54

44,08

63,7

Мостовой кран

22/75

0,3

0,5/1,7

45,6

77,52

2,16

98,5

85,27

130,28

188,27

Итого по группе В

Осветительная нагрузка

F 1152 м2

Руд 20 Вт/м2

Рном 23,1 кВт

0,8

0,8/0,75

18,48

13,86

;

;

18,48

13,86

23,1

33,3

Итого по осветительной нагрузке

Итого по ТМХ в целом

4.2 Расчет распределительной сети

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

Номинальный ток:

(4.7)

где зкпд двигателя [2]

Рн— номинальная (Установленная) мощность двигателя.

Пусковой ток:

(4.8)

где лкратность пускового тока.

Для выбора предохранителей Iном плавкой вставки:

(4.9)

где бпусковой коэффициент (при легком пуске электродвигателя б=2,5 [3]).

Допустимый ток:

(4.10)

где Кз— коэффициент защитного аппарата.

Для предохранителей Кз=0,33

Для автоматов Кз=0,8

Iза— номинальный ток защитного аппарата.

Для выбора автоматических выключателей (автоматов):

Ток срабатывания в зоне перегрузки (ток трогания):

(4.11)

Расчеты сводим в таблицу № 4.2.1. и № 4.2.2

Таблица № 4.2.1

№

Рном, кВт

н

з

Iном, А

лн

Iпуск, А

Iвставки, А

Кз*Iза

Тип предохранителя

Марка и сечение кабеля

Iдоп кабеля, А

2,2

0,68

0,79

5,9

6,5

38,35

15,34

6,6

НПН-60

АВВГ 3*2,5+1*2,5

2,2

0,87

0,83

4,4

6,5

28,6

11,4

4,95

НПН-60

АВВГ 3*2,5+1*2,5

2,2

0,87

0,83

4,4

6,5

28,6

11,4

4,95

НПН-60

АВВГ 3*2,5+1*2,5

2,2

0,87

0,83

4,4

6,5

28,6

11,4

4,95

НПН-60

АВВГ 3*2,5+1*2,5

1,1

0,87

0,775

2,36

5,5

12,98

5,19

1,98

НПН-60

АВВГ 3*2,5+1*2,5

1,0

0,87

0,875

7,5

142,5

19,8

ПН2−100

АВВГ 3*4+1*2,5

5,5

0,74

0,83

12,94

5,5

71,17

28,47

9,9

НПН-60

АВВГ 3*2,5+1*2,5

5,5

0,74

0,83

12,94

5,5

71,17

28,47

9,9

НПН-60

АВВГ 3*2,5+1*2,5

0,87

0,875

20,88

7,5

156,6

62,64

26,4

ПН2−100

АВВГ 3*4+1*2,5

0,87

0,875

20,88

7,5

156,6

62,64

26,4

ПН2−100

АВВГ 3*4+1*2,5

2,2

0,83

0,8

4,8

28,8

11,52

4,95

НПН-60

АВВГ 3*2,5+1*2,5

2,2

0,83

0,8

4,8

28,8

11,52

4,95

НПН-60

АВВГ 3*2,5+1*2,5

2,2

0,83

0,8

4,8

28,8

11,52

4,95

НПН-60

АВВГ 3*2,5+1*2,5

2,2

0,83

0,8

4,8

28,8

11,52

4,95

НПН-60

АВВГ 3*2,5+1*2,5

2,2

0,83

0,8

4,8

28,8

11,52

4,95

НПН-60

АВВГ 3*2,5+1*2,5

7,5

0,86

0,875

14,4

7,5

43,2

16,5

ПН2−100

АВВГ 3*2,5+1*2,5

5,5

0,91

0,875

9,98

7,5

74,85

29,94

9,9

НПН-60

АВВГ 3*2,5+1*2,5

Таблица № 4.2.2.

№

Рном, кВт

Iном, А

Iпуск, А

Тип выключателя

Iном.ращ, А

Iсраб, А

Марка и сечение кабеля

Iдоп кабеля, А

94,93

711,98

ВА 53−39

787,5

АВВГ 3*50+1*25

94,93

711,98

ВА 53−39

787,5

АВВГ 3*50+1*25

94,93

711,98

ВА 53−39

787,5

АВВГ 3*50+1*25

129,5

906,5

ВА 55−39

АВВГ 3*70+1*35

95,47

668,3

ВА 53−39

787,5

АВВГ 3*50+1*25

39,25

255,13

ВА 51−37

312,5

АВВГ 3*10+1*6

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

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

Iном.ращ.эл.маг.=1,2*510,05=612,06 (А) Выберем типа ВА 55−39, Iном.ращ.=630 А АВВГ 3*16+1*10 мм2

СП 2 (12,13,14,15,16,17,18,19)

Iном.ращ.тока=1,25*63,7=79,625 (А)

Iном= (А)

Iпуск=90,4*7=632,8 (А)

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

Iном.ращ.эл.маг.=1,2*756,02=907,22 (А) Выбираем автомат типа ВА 55−39, Iном.ращ.=1000 А.

АВВГ 3*35+1*25 мм2

Шкаф управления мостовым краном

Iном.ращ.тока=1,25*188,27=235,3 (А)

Iном=(А)

Iпуск=462,4*6,5=3005,6 (А)

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

Iном.ращ.эл.маг.=1,2*3290,9=3949 (А) Выбираем автомат типа ВА 75−47, Iном.ращ.=4000 А.

2*АВВГ 3*150+1*95 мм2.

4.3 Расчет токов КЗ установок до 1000 В

1) Номинальное напряжение:

Uном=0,4 кВ

2) Сопротивления трансформаторов:

(4.13)

(4.14)

(мОм)

(мОм)

3) Сопротивление выключателя ВА-53:

rкв=0,15 мОм хкв=0,1 мОм

rк=0,4 мОм где КВ — токовая катушка выключателя

rк — переходное сопротивление контакта.

4) Сопротивление кабельной линии:

rкаб=0,62*0,0075=4,65 (мОм) хкаб=0,09*0,0075=0,675 (мОм)

5)

6) Ток КЗ от системы:

(4.15)

(кА)

7) Ток подпитки двигателя:

(4.16)

8) Iкз=9,42+0,45=9,87 (кА)

9) Определим ударный ток КЗ:

[1]

Ударный ток от системы:

Ударный ток от двигателя:

iуд.дв.=6,5*100=0,65 (кА)

iукз=16,22+0,65=16,87 (кА)

10) Определяем ток однофазного КЗ:

(4.17)

где сплотность материала (для Al с=0.028)

(мОм)

(мОм)

(4.18)

где zтр — полное сопротивление трансформатора

zл— полное сопротивление кабельной линии.

(кА)

5. Проектирование освещения производственных помещений

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

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

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

5.1 Светотехнический расчет осветительных установок

Произведем расчет осветительных установок для производственных помещений здания ТМХ.

1. Трансформаторная.

Ен=50 лк, h=4 м, S=44 м2.

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

hp=4−0.5=3.5 (м) где hс— высота света.

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

Расстояние между светильниками одного ряда:

(5.1)

La=0.6*3.5=2.1 (м)

2la=8−2,1*3=1,7 (м)>la=0,85 м

lВ=1,45 м, LВ=2,6 м

La/LВ=2,½, 6=0,8 < 1,5 [6]

Определяем индекс помещения:

(5.2)

сn=50%, сс=30%, ср=10% з=41% [6]

Расчетный световой поток:

(5.3)

(лм) где Кз— коэффициент запаса, учитывающий уменьшение освещенности в процессе эксплуатации.

zпоправочный коэффициент, представляющий собой отношение средней освещенности к минимальной освещенности.

z=1,15 для ЛН и ДРЛ

z=1,1 для л.л.

Nколичество светильников.

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

Фактическая освещенность:

(5.4)

(лк) Ен<�Еф на 12,2%, что удовлетворяет требованию (-10%:20%)

Общая мощность всех ламп:

Робщ=100*8=800 (Вт) Удельная мощность освещения:

(5.6)

(Вт/м2)

2. Котельная.

Ен=50 лк, h=4 м, S=33 м2

К установке принимаем светильники «У-200»

hp=4−0.5=3.5 (м) лэ=0,6

La=0.6*3.5=2.1 (м)

la=(6−2,1*2)/2=0,9 (м)

lВ=1,75 м, LВ=2 м

La/LВ=1,05 < 1,5

Количество светильников 6 штук.

сn=50%, сс=30%, ср=10% з=0,38

(лм) Принимаем ЛН типа Б-220−100, Р=100 Вт

(лк) Ен<�Еф на 5,76%, что в пределах (-10%:20%)

Робщ=100*6=600 (Вт)

(Вт/м2)

3. Мастерская Ен=50 лк, h=4 м, S=85,5 м2

К установке принимаем светильники «У-200»

hp=4−0,5−0,8=2,7 (м) где hpn=0,8- высота рабочей поверхности.

лэ=0,6

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

La=0.6*2,7=1,62 (м) принимаем La=2,5 м, n рядов=3

2la=12−2,5*4=2 (м)>la=1 м

lВ=1,175 м, LВ=2,4 м сn=50%, сс=30%, ср=10% з=0,52

(лм) Принимаем ЛН типа Б-220−100−235

Фн=1000 лм, Р=100 Вт

(лк) Ен<�Еф на 5,4%, что в пределах (-10%:20%)

Робщ=100*15=1500 (Вт)

(Вт/м2)

4. Ремонтное отделение.

Ен=50 лк, h=4 м, S=82,5 м2

К установке принимаем светильники «У-200»

лэ=0,6

hp=4−0,5=3,5 (м)

La=0.6*3,5=2,1 (м) Количество светильников 14 штук (2 ряда по 7 шт.)

la=1,2 (м)

lВ=1,7 м, LВ=2,1 м

La/LВ=2,½, 1=1 < 1,5

сn=50%, сс=30%, ср=10% з=0,47

(лм) Принимаем ЛН типа Б-220−235−100

Фн=1000 лм

(лк) Ен<�Еф на -7,4%, что в пределах (-10%:20%)

Робщ=100*14=1400 (Вт)

(Вт/м2)

5. Сан. узел Ен=50 лк, h=4 м, S=16,5 м2

К установке принимаем светильники «У-200»

hp=4−0,5=3,5 (м)

La=0.6*3,5=2,1 (м)

Принимаем La=1,9 м, la=0,85 (м)

Один ряд с 3-мя светильниками сn=70%, сс=50%, ср=30% з=34%

(лм) Принимаем ЛН типа Б-220−100

Фн=1320 лм, Р=100 Вт

(лк) Ен<�Еф на -5,4%, что в пределах (-10%:20%)

Робщ=100*3=300 (Вт)

(Вт/м2)

6. Насосная.

Ен=50 лк, h=4 м, S=44 м2

К установке принимаем светильники «У-200»

La=0.6*3,5=2,1 (м)

два ряда по 4 светильника

la=0,85 (м)

lВ=1,45 м, LВ=2,6 м сn=50%, сс=30%, ср=10% з=41%

(лм) Принимаем ЛН типа Б-220−100

Фн=1320 лм, Р=100 Вт

(лк) Ен<�Еф на 14%, что в пределах (-10%:20%)

Робщ=100*8=800 (Вт)

(Вт/м2)

7. Коридор.

Ен=50 лк, h=4 м, S=23,1 м2

hp=4−0,5=3,5 (м) К установке принимаем светильники «У-200»

La=0.6*3,5=2,1 (м)

Принимаем La=2,4 м, la=1 (м) сn=70%, сс=50%, ср=30% з=24%

(лм) Принимаем ЛН типа Б-220−100

Фн=1320 лм, Р=100 Вт

(лк) Ен<�Еф на -4%, что в пределах (-10%:20%)

Робщ=100*6=600 (Вт)

(Вт/м2)

8. Участок ремонта насосов Ен=300 лк, h=25 м, S=274,95 м2

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

hp=10 (м) лэ=0,6

принимаем расстояние La=4 м, la=1,75 м

2 ряда по 5 светильников сn=50%, сс=30%, ср=10% з=43%

(лм) Принимаем ДРЛ-700

Фн=35 000 лм, Р=700 Вт

(лк) Ен<�Еф на 5,6%

Робщ=10*700=7000 (Вт)

(Вт/м2)

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

Робщ=700*8=5600 (Вт)

(Вт/м2)

По всему помещению:

Робщ?=7000+5600=12 600 (Вт)

(Вт/м2)

5.2 Проверка точечным методом

1. Трансформаторная.

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

hp=3.5 м Фн=1320 лм Ен=50 лк

dрасстояние от оси светильника [6]

точки

№ светильников

d, м

e, лк

n*e, лк

А

1;2;7;8

1,7

4*12=48

3;6

3,4

2*5=10

4;5

5,5

1,75

2*1,75=3,5

В

1;8

1,3

2*14=28

2;7

2,5

2*8=16

3;6

4,4

2,8

2*2,8=5,6

4;5

6,5

1,15

2*1,15=2,3

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

(5.7)

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

Кзап— коэффициент запаса (Кзап=1,5)

(лк) Проверим:

?Е=- допускается Допустимый предел-10%:+20%

2. Котельная.

hp=3.5 м Фн=1320 лм Ен=50 лм

точки

№ светильников

d, м

e, лк

n*e, лк

А

1;2;5;6

1,4

4*13=52

3;4

3,3

4,8

2*4,8=9,6

В

1;6

1,0

2*15=30

2;5

2,3

2*9=18

3;4

4,34

2*3=6

Наименьшая освещенность в т. В е?=54 лк.

(лк)

?Е=

?Е в допустимых пределах.

3. Мастерская.

hp=2,7 м Фн=1000 лм Ен=50 лм

точки

№ светильников

d, м

e, лк

n*e, лк

А

1;2;4;5

1,74

4*15=60

3;6

3,8

3,9

2*3,9=7,8

7;8

3,4

2*3,4=6,8

В

1;4

1,25

2*20=40

2;5

2,7

7,2

2*7,2=14,4

3;6

1,8

2*1,8=3,6

3,75

4,2

4,2

Наименьшая освещенность в т. В е?=62,2 лк.

(лк)

?Е=

?Е в допустимых пределах.

4. Ремонтное отделение.

hp=3,5 м Фн=1000 лм Ен=50 лм

точки

№ светильников

d, м

e, лк

n*e, лк

А

1;2;3;4

1,45

4*13=52

5;6

3,3

2*5=10

В

1;3

1,05

2*17=34

2;4

2,3

9,2

18,4

3,15

3,7

4,2

4,2

(лк)

?Е=

?Е в допустимых пределах.

6. Насосная.

hp=3,5 м Фн=1320 лм Ен=50 лм

точки

№ светильников

d, м

e, лк

n*e, лк

А

1;2;7;8

1,7

3;6

3,4

4;5

5,5

1,75

3,5

В

1;8

1,3

2;7

2,5

3;6

4,4

2,8

5,6

4;5

6,5

1,15

2,3

(лк)

?Е=

?Е в допустимых пределах.

5. Сан. узел — не проверяется.

Ен=50 лм, hp=3,5 м, Фн=1320 лм, 1 ряд по 3 светильника

7. Коридор — не проверяется.

Ен=50 лм, hp=3,5 м, Фн=1320 лм, 1 ряд по 6 светильников.

5.3 Электротехнический раздел

Расчетная нагрузка питающей сети [6]:

(5.8)

где Руст — установленная мощность лампы Кс — коэффициент спроса Кпра— коэффициент, учитывающий потери в пуско — регулирующей аппаратуре (ПРА) [6]

для ЛН Кс=1, Кпра=1

для ДРЛ Кс=1, Кпра=1,1

(Вт)

(Вт)

(Вт)

(Вт)

(Вт)

(Вт)

(Вт)

(Вт)

(Вт)

(Вт)

(кВт) Расчет токов с учетом потерь ПРА

3 фаз. (5.9)

1 фаз. (5.10)

Питающая линия 3 фаз. 4-проводная (Х-А) из них ДРЛ :

ЛН:

Определим мощность компенсирующего конденсатора Выберем конденсатор на 14 кВар.

При исправлении cosц реактивная мощность:

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

Т.к. реактивная мощность отсутствует на участке автоматлампа, то увеличение S0 до Sф не требуется.

А (3фаз) Принимаем автомат с расщепителем на 60 А.

Однофазные линии:

Расчет по потерям напряжения:

(5.11)

Определим моменты осветительной сети [6]:

(5.12)

где l0— расстояние от группового щита до первого светильника;

lс— расстояние от первого светильника до последнего в одном ряду.

Определяем сечение всех линий и потери напряжений.

(5.13)

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

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

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

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

т. е.

Потери напряжения остальных линий:

?UА-1=2,7−0,31=2,39%

Определяем фактические потери напряжения:

Щит рабочего освещения с 17-ю линиями.

Выбираем ЩО 31−43.

На вводе, А 3110 (Iращ=60 А) на группах АЕ-1031−11, количество 18 штук.

размер 762*540*150 мм.

5.4 Расчет аварийного освещения

Освещенность аварийного освещения Еmin составляет 5% от рабочей освещенности Ен [6]:

Показать весь текст
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!