Проектирование электроснабжения доменного цеха

Перечень условных сокращений

1. Электрооборудование цеха

1.1 Краткая характеристика цеха и краткое описание технологического процесса

1.2 Перечень основных отделений цеха и характеристика их с точки зрения пожарои взрывоопасности, техники безопасности и категории электроснабжения согласно ПУЭ

1.3 Выбор мощности электродвигателей по каталогам на технологическое оборудование

2. Электроснабжение цеха

2.1 Расчет ожидаемых нагрузок цеха

2.2 Расчет годового расхода электроэнергии на шинах низкого напряжения

2.3 Определение средневзвешенного коэффициента мощности

2.4 Компенсация реактивной энергии и технико-экономический расчет компенсирующего устройства

2.5 Выбор числа, мощности трансформаторов на подстанции

2.6 Выбор вариантов распределения электроэнергии по цеху и технико-экономическое сравнение выбранных вариантов

2.7 Расчет силовой сети на потерю напряжения. Выбор аппаратов защиты. Выбор ПРА

2.8 Расчет зануления цеха

3. Цеховая подстанция

3.1 Выбор комплектной цеховой подстанции

3.2 Описание конструкции и компоновки цеховой подстанции

3.3 Выбор сечения проводников сети высокого напряжения

3.4 Расчет защитного заземления подстанции

Заключение

Список используемых источников

Приложение

Перечень условных сокращений

ЗУ — заземляющее устройство КТП — комплектная трансформаторная подстанция КУ — компенсирующее устройство РП — распределительный пункт ТП — трансформаторная подстанция ТТ — трансформатор тока ЭП — электроприемник

Электрическая энергия, вырабатываемая источниками питания и предназначенная для работы электроприемников (ЭП), должна иметь такие показатели качества, которые обеспечивают надежность и экономичность их работы. Качественные показатели электроэнергии нормируются государственными стандартами; на эти нормы ориентированы технические условия работы ЭП, выпускаемых промышленностью.

Энергетическая программа России предусматривает дальнейшее развитие энергосберегающей политики. Экономия энергетических ресурсов должна осуществляться путем перехода на энергосберегающие технологии производства; совершенствования энергетического оборудования; реконструкции устаревшего оборудования; сокращения всех видов энергетических потерь и повышения уровня использования вторичных ресурсов; улучшения структуры производства, преобразования и использования энергетических ресурсов.

Перед энергетикой в ближайшем будущем стоит задача всемерного развития и использования возобновляемых источников энергии: солнечной, геотермальной, ветровой, приливной и др.; развития комбинированного производства электроэнергии и теплоты для централизованного теплоснабжения промышленных городов.

1. Электрооборудование цеха

1.1 Краткая характеристика цеха и краткое описание технологического процесса

Доменный цех предназначен для отливки металла. Отливка происходит в печах, топливом для которых служит кокс, который проходит предварительное измельчение в грохотах. Для поддержания процесса горения в горелки печи подается воздух с помощью вентиляторов. Подача кокса в печь автоматическая — с помощью бегуна и вращающихся распределителей. Для проведения мелкого ремонта цех снабжен токарными станками и сварочными трансформаторами. Для поддержания нормальных условий труда предусмотрена приточно-вытяжная вентиляционная система.

1.2 Перечень основных отделений цеха и характеристика их с точки зрения пожарои взрывоопасности, техники безопасности и категории электроснабжения согласно ПУЭ

В состав моего цеха входят основные отделения и бытовые помещения: кабинет начальника цеха (с приемной), комната мастера, кладовая, раздевалки женская и мужская, душ женский и мужской, туалеты женский и мужской.

Производство доменного цеха по пожарои взрывоопасности относится к категории Г, т.к. связано с обработкой материалов в расплавленном состоянии.

Все помещения цеха не являются ни взрывоопасными, ни пожароопасными.

Проектируемый цех относится к первой категории электроснабжения, т.к. перерыв электроснабжения может повлечь за собой значительный ущерб народному хозяйству.

С точки зрения поражения электрическим током основные производственные отделения относятся к помещениям с особой опасностью, т.к. в них токопроводящие полы и высокая температура одновременно.

1.3 Выбор мощности электродвигателей по каталогам на технологическое оборудование

Выбираю асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором из серии 4А на синхронную частоту вращения 1000 и 1500 об/мин и синхронные двигатели с частотой вращения 600 об/мин. Эти электродвигатели предназначены для питания от сети 380 В с частотой 50 Гц. Тип электродвигателя и их технические данные нахожу по таблице 19−6а с.(169 171) /1/ и таблице 4−22 с.(172 179) /2/ и заношу в таблицу 1.

Таблица 1 — Технические данные электродвигателей

2. Электроснабжение цеха

2.1 Расчет ожидаемых нагрузок цеха

2.1.1 Расчет веду методом коэффициента максимума. Результаты всех вычислений, а также данные, выбираемые по справочной литературе, заношу в таблицу 2.

2.1.2 Выбираю светильник типа ПВЛП — 280 по таблице 3−9 с.(5861) /2/. Этот светильник относится к группе 4 в соответствии с таблицей 3−2 с.(4042) /2/.

2.1.3 Определяю норму освещенности для производственного помещения цеха по таблице 4−1 с.(8688) /2/: Е=200 Лк.

2.1.4 Определяю площадь цеха:

F=А*В=24*42=1008 м²,

где, А — длина цеха, м;

В — ширина цеха, м.

2.1.5 Определяю удельную мощность освещения по таблице 5−43 с.(162 163) /2/, полагая, что расчетная высота составляет 5 м: =4,5Вт/м².

2.1.6 Определяю установленную мощность для освещения:

Р_{УСТ.ОСВ}=F*=1008*4,5=4,53 кВт.

2.1.7 Определяю установленную мощность для силовых ЭП:

Р_{УСТ.СИЛ}=Р_УСТ.1+ Р_УСТ.2+…+ Р_УСТ.22=3+1,5+…+3=666 кВт Таблица 2 — Сводная таблица расчетных нагрузок цеха

2.1.8 Определяю установленную мощность по цеху:

Р_{УСТ.ЦЕХА}= Р_{УСТ.ОСВ} +Р_{УСТ.СИЛ}=4,53+666=670,53 кВт.

2.1.9 Определяю коэффициент использования (К_И) и коэффициент мощности (cos) для каждого ЭП по таблице 24−6 с. (3033) /3/.

2.1.10 Определяю среднюю активную мощность за максимально загруженную смену для каждого ЭП РП — 1 по формуле:

Р_СМ=К_И*Р_НОМ (1)

Р_{СМ. 1}=0,65*3=1,95 кВт.

Для остальных ЭП расчет аналогичен.

2.1.11 Определяю суммарную среднюю активную мощность за максимально загруженную смену для РП — 1:

Р_СМ.РП-1= Р_СМ.1+ Р_СМ.2+ Р_СМ.5+ Р_СМ.6+ Р_СМ.10+ Р_СМ.11+ Р_СМ.15 Р_СМ.19=40,29кВт.

2.1.12 Определяю среднюю реактивную мощность за максимально загруженную смену для каждого ЭП РП — 1 по формуле:

Q_СМ=Р_СМ*tg (2)

Q_{СМ. 1}=1,95*0,61=1,18 кВАр.

Для остальных ЭП расчет аналогичен.

2.1.13 Определяю суммарную среднюю реактивную мощность за максимально загруженную смену для РП — 1:

Q_{СМ. РП — 1}= Q_СМ1+Q_СМ2+Q_СМ5+Q_СМ6+Q_СМ10+Q_СМ11+Q_СМ15+Q_СМ19=49,6 кВАр.

2.1.14 Определяю среднее значение коэффициента использования для РП — 1:

=.

2.1.15 Определяю показатель силовой сборки для РП — 1:

==36,6.

2.1.16 Определяю эффективное число ЭП для РП — 1: т.к. m<3 то n_Э=n. Т.к. получилось n_Э=n, то принимаю n_Э=n=8.

2.1.17 По таблице 2.13 стр. 54 /4/ определяю коэффициент максимума для РП — 1: К_{М. РП — 1} =2

2.1.18 Определяю максимальную активную мощность по РП — 1:

Р_{М. РП — 1} =К_{М. РП — 1} * Р_{СМ. РП — 1} =2*40,29=80,6 кВт.

2.1.19 Определяю максимальную реактивную мощность по РП — 1:

Q_{М. РП — 1} =* Q_{СМ. РП — 1} =1,1*49,6=54,6 кВАр, где — коэффициент максимума реактивной мощности, значение которого принял в соответствии с рекомендациями с. 89 /5/.

2.1.20 Определяю максимальную полную мощность для РП — 1:

S_{М. РП — 1}= кВА.

2.1.21 Определяю максимальный ток для РП — 1:

I_{М. РП — 1}= =147 А.

Расчет для РП — 2, РП — 3 произвожу аналогично.

2.1.22 Определяю среднюю активную мощность для освещения:

Р_{СМ. ОСВ}=Р_{УСТ. ОСВ}*К_{И. ОСВ}=4,53*0,85=3,8 кВт.

2.1.23 Определяю среднюю реактивную мощность для освещения:

Q_{СМ. ОСВ}=Р_{СМ. ОСВ}*tg _ОСВ=3,8*0,33=1,3 кВАр.

2.1.24 Определяю среднюю активную мощность за максимально загруженную смену для силовых ЭП:

Р_{СМ. СИЛ}=Р_{СМ. РП — 1}+Р_{СМ. РП — 2}+Р_{СМ. РП — 3}+Р_{СМ. РП — 4} =40,29+72,99 + 246=359,3кВт.

2.1.25 Определяю среднюю активную мощность по цеху:

Р_{СМ. ЦЕХА}= Р_{СМ. СИЛ}+ Р_{СМ. ОСВ} =359,3+3,8=363,1 кВт.

2.1.26 Определяю среднюю реактивную мощность за максимально загруженную смену для силовых ЭП:

Q_{СМ. СИЛ}=Q_{СМ. РП — 1}+Q_{СМ. РП — 2}+Q_{СМ. РП — 3}=54,6+90,8+187=302,18 кВАр.

2.1.27 Определяю среднюю реактивную мощность по цеху:

Q_{СМ. ЦЕХА}= Q_{СМ. СИЛ}+ Q_{СМ. ОСВ}=302,2+1,3=303,5 кВАр.

2.1.28 Определяю средний коэффициент использования для силовых ЭП:

К_{И. СР. СИЛ}=

2.1.29 Определяю эффективное число силовых ЭП цеха: т.к. m>3 и К_{И. СР. СИЛ}>0,2, то

n_Э=.

2.1.30 Определяю коэффициент максимума для силовых ЭП цеха, по таблице 2.13 с. 54 /4/: К_{М. СИЛ}=1,45.

2.1.31 Определяю максимальную активную мощность силовых ЭП цеха:

Р_{М. СИЛ}= К_{М. СИЛ}* Р_{СМ. СИЛ}=1,45*359,3=520,9 кВт.

2.1.32 Определяю максимальную реактивную мощность силовых ЭП цеха:

Q_{М. СИЛ}= Q_{СМ. СИЛ}=302,18 кВАр.

2.1.33 Определяю максимальную активную мощность освещения:

Р_{М. ОСВ}=Р_{СМ. ОСВ}=3,8 кВт.

2.1.34 Определяю максимальную реактивную мощность освещения:

Q_{М. ОСВ}=Q_{СМ. ОСВ}=1,3 кВАр.

2.1.35 Определяю максимальную активную мощность по цеху:

Р_{М. ЦЕХА}= Р_{М. СИЛ}+ Р_{М. ОСВ}=520,9+3,8=524,7 кВт.

2.1.36 Определяю максимальную реактивную мощность по цеху:

Q_{М. ЦЕХА}= Q_{М. СИЛ}+ Q_{М. ОСВ}=302,18+1,3=303,5 кВАр.

2.1.37 Определяю максимальную полную мощность по цеху:

S_{М. ЦЕХА}= кВА.

2.1.38 Определяю максимальный ток по цеху:

I_{М. ЦЕХА}==922,1 А.

2.1.39 Выбираю предварительно по максимальной мощности цеха трансформатор на номинальную мощность S_{НОМ. Т}=2*400 кВА.

2.1.40 Определяю коэффициент загрузки выбранного трансформатора:

.

2.2 Расчет годового расхода электроэнергии на шинах низкого напряжения

2.2.1 По таблице 2.20 стр. 69 /4/ нахожу годовое число часов работы силовых ЭП Т_С и число часов горения ламп электрического освещения Т_О:

Т_С=5870 ч; Т_О=4100 ч.

2.2.2 Определяю годовой расход активной электроэнергии для силовых ЭП:

W_А.Г.СИЛ= Р_СМ.СИЛ* Т_С=359,3*5870=2 109 091 кВт*ч.

2.2.3 Определяю годовой расход активной электроэнергии для осветительных установок:

W_А.Г.ОСВ= Р_СМ.ОСВ* Т_О=3,8*4100=15 580 кВт*ч.

2.2.4 Определяю годовой расход активной электроэнергии по цеху:

W_{А.Г.ЦЕХА}= W_А.Г.СИЛ+ W_А.Г.ОСВ=2 109 091+15580=2 124 671 кВт*ч.

2.2.5 Определяю годовой расход реактивной электроэнергии для силовых ЭП:

W_Р.Г.СИЛ= Q_СМ.СИЛ * Т_С=302,18*5870=1 773 796,6 кВАр*ч.

2.2.6 Определяю годовой расход реактивной электроэнергии для осветительных установок:

W_Р.Г.ОСВ= Q_СМ.ОСВ* Т_О=1,3*4100=5330 кВАр*ч.

2.2.7 Определяю годовой расход реактивной электроэнергии по цеху:

W_{Р.Г.ЦЕХА}= W_Р.Г.СИЛ+ W_Р.Г.ОСВ=1 773 796,6+5330=1 779 126,6 кВАр*ч.

2.3 Определение средневзвешенного коэффициента мощности

Для действующих предприятий средневзвешенный коэффициент мощности определяют по показаниям счетчиков активной и реактивной мощности за определенный промежуток времени.

На стадии проектирования его можно определить по формуле:

.

2.4 Компенсация реактивной энергии и технико-экономический расчет компенсирующего устройства

2.4.1 Определяю действительный тангенс угла между током и напряжением до компенсации:

Необходимо повысить коэффициент мощности до оптимального значения 0,95, которому соответствует оптимальный тангенс угла tg_Э=0,3287.

2.4.2 Определяю мощность компенсирующего устройства (КУ):

Q_КУ= Р_М.ЦЕХА*(tg_М — tg_Э)= 524,7*(0,57−0,3287)=126,6 кВАр.

2.4.3 По таблице 9.2 с. 220 /6/ выбираю комплектную конденсаторную установку типа КС2−0,38−18 семь банок, номинальная мощность которой составляет Q_КУ.НОМ=126 кВАр.

2.4.4 Определяю коэффициент мощности после компенсации:

;

2.4.5 Выбираю силовой трансформатор с учетом КУ на стандартную мощность S_НОМ.Т=1000 кВА.

2.4.6 Определяю коэффициент загрузки выбранного трансформатора:

.

2.4.7 Определяю тарифную стоимость электроэнергии:

3,88 руб./(кВт*ч),

b — стоимость 1 кВА присоединенной мощности;

m — стоимость 1 кВт*ч потребляемой энергии.

2.4.8 Определяю тарифную стоимость электроэнергии до компенсации с учетом надбавки:

руб./(кВт*ч).

Коэффициент надбавки к₁ был определен мною по таблице 9 — 1 с. 269 /7/: к₁=3%.

2.4.9 Определяю тарифную стоимость электроэнергии после компенсации с учетом скидки:

руб./(кВт*ч).

Коэффициент скидки к₂ был определен мною по таблице 9 — 1 с. 269 /7/:

к₂= - 5%.

2.4.10 Определяю разность в тарифной стоимости электроэнергии:

q'=q₁ — q₂=3,9 — 3,68=0,22 руб/(кВт*ч)

2.4.11 Определяю экономию стоимости электроэнергии от компенсации реактивной мощности:

N=W_{А.Г.ЦЕХА}* q'=2 124 671*0,22=467 427,6 руб.

2.4.12 Определяю эксплуатационные расходы на содержание КУ:

руб.

руб.,

где р_А и р_О — нормативные коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание соответственно, значения которых были определены по таблице 2 — 1 с. 12 /7/;

К_КУ — стоимость конденсаторной установки, руб.

2.4.13 Определяю время использования максимума нагрузок:

ч.

По рисунку 2.24 с. 93 /4/ нахожу время максимальных потерь:

_max=2800 ч.

2.4.14 Определяю стоимость потерь электроэнергии в КУ:

руб.,

где Р' - удельные потери мощности в КУ, кВт/кВАр, значение которых было определено по таблице 3.3 с. 117 /4/.

2.4.15 Определяю годовые эксплуатационные расходы:

С=С_А+С_О+С_П=1077+114+5193,2=6384,2 руб.

2.4.16 Определяю срок окупаемости КУ:

года.

2.4.17 Определяю величину разрядного сопротивления для компенсирующего устройства:

Ом.

2.4.18 Выбираю лампу мощностью 15 Вт. Определяем сопротивление одной лампы:

Ом

2.4.19 Определяю количество ламп на одну фазу:

.

Принимаю пять ламп на одну фазу (n=2).

2.5 Выбор числа, мощности трансформаторов на подстанции

Намечаю по ожидаемой нагрузке после компенсации реактивной мощности два варианта:

Вариант № 1 — один трансформатор S_НОМ.ТР=400 кВА;

;

Вариант № 2 — два трансформатора S_НОМ.ТР=250 кВА;

.

Нахожу данные трансформаторов по таблице 29 — 1 с.(245 252) /3/ и заношу их в таблицу 3.

Таблица 3 — Технические данные трансформаторов

2.5.1 Расчет веду по первому варианту.

2.5.1.1 Определяю потери реактивной мощности при работе трансформатора на холостом ходу:

кВАр.

2.5.1.2 Определяю потери реактивной мощности при работе трансформатора под нагрузкой:

кВАр.

2.5.1.3 Определяю приведенные потери активной мощности при работе трансформатора на холостом ходу:

кВт, где к_И.П — коэффициент изменения потерь, принятый в соответствии с рекомендациями с. 468 /8/.

2.5.1.4 Определяю приведенные потери активной мощности при работе трансформатора под нагрузкой:

кВт.

2.5.1.5 Определяю полные приведенные потери активной мощности трансформатора:

кВт.

2.5.1.6 Определяю эксплуатационные расходы на содержание трансформаторов:

руб.;

руб.;

где отчисления на амортизацию р_А, % и отчисления на текущий ремонт и обслуживание р_О, % были определены по таблице 4.1 с. 152 /4/.

2.5.1.7 Определяю стоимость потерь электроэнергии:

С_П=W*q₂=18 340*3,68=67 491,2 руб.;

W=Р*_max=6,55*2800=18 340 кВт*ч.

2.5.1.8 Определяю годовые эксплуатационные расходы:

С_I=С_А+С_О+С_П=38 304+6080+67 491,2=111 875,2 руб.

2.5.1.9 Определяю приведенные затраты по первому варианту:

З_I=С_I+0,125*К_ТР=111 875,2+0,125*2*304 000=187875,2 руб.

2.5.2 Расчет по второму варианту произвожу аналогично.

2.5.2.1 кВАр.

2.5.1.2 кВАр.

2.5.1.3 кВт.

2.5.1.4 кВт.

2.5.1.5 кВт.

2.5.1.6 руб.;

руб.

2.5.1.7 С_П=W*q₂=32 480*3,68=119 526,4 руб.;

W=Р*_max=11,6*2800=32 480 кВт*ч.

2.5.1.8 С_II=С_А+С_О+С_П=49 291,2+7824+119 526,4=176 641,6 руб.

2.5.1.9 З_II=С_II+0,125*4*К_ТР=176 641,6+0,125*4*195 600=274441,6 руб.

Как видно, затраты по первому варианту меньше затрат по второму варианту (З_I <�З_II), поэтому к исполнению принимаю вариант № 1.

2.6 Выбор вариантов распределения электроэнергии по цеху и технико-экономическое сравнение выбранных вариантов

цех трансформатор электроэнергия подстанция Рассматриваю два варианта:

Вариант 1 — участки сети выполняются проводами марки АПВ, проложенными в трубе;

Вариант 2 — участки сети выполняются кабелями марки АВВГ, проложенными в канале.

2.6.1 Расчет веду по первому варианту.

2.6.1.1 Определяю номинальный ток для каждого ЭП, получающего питание от РП — 1 по формуле:

(3)

А;

2.6.1.2 Выбираю сечение проводов для каждого ЭП по таблице 2.7 с. 42 /4/, соблюдая условие I_НОМI_Д:

F_{3, 21}=2,5 мм² — I_Д=19 А

F_4,22=2,5 мм² — I_Д=19 А

F_9,14=95 мм² — I_Д=200 А

2.6.1.3 По таблице П3.2 с.(516 517) /5/ выбираю диаметр труб:

D_3,21=15 мм

D_{4, 22}=15 мм

D_9,14=70 мм

2.6.1.4 По плану силовой сети с учетом масштаба, а также с учетом спусков, подъемов и изгибов подсчитываю длину проводов и труб:

l_ПР3=32 м l_ТР1=14 м

l_ПР4=28 м l_ТР2=13 м

l_ПР9=16 м l_ТР3=14 м

l_ПР14=10 м l_ТР4=22 м

l_ПР21=38 м l_ТР5=40 м

l_ПР22= 44 м l_{ТР10 =}36 м

2.6.1.5 Определяю длину проводов по сечению:

l_ПРF2,5=107 м

l_ПРF95=107 м

2.6.1.6 Определяю длину труб по диаметру:

l_ТРD15= 103 м

l_ТРD70= 36 м

2.6.1.7 Определяю капитальные затраты на покупку проводов:

К_ПР2,5=3*(С_ПРF2,5* l_ПРF2,5)=3*(107*1,55)=497,6 руб.

К_ПР70=3*(С_ПРF95* l_ПРF95)=3*(84*43,75)=11 025 руб.,

где С_ПРF2,5, — стоимость одного метра провода сечением 2,5 мм² соответственно, руб./м.

С_ПРF95— стоимость одного метра провода сечением 95 мм² соответственно, руб./м.

2.6.1.8 Определяю капитальные затраты на покупку труб:

К_ТР15=С_ТРD15*l_ТРD15= 33,41*103=3441 руб.,

где С_ТРD15— стоимость одного метра трубы диаметром 15 мм соответственно, руб./м.

К_ТР70=С_ТРD70*l_ТРD70= 211*36=7596 руб.,

где С_ТРD70— стоимость одного метра трубы диаметром 70 мм соответственно, руб./м.

2.6.1.9 Определяю капитальные затраты на затяжку проводов в трубы:

К_ЗАТ2,5=С_ЗАТF2,5*l_ПРF2,5=4,7*107=502,9 руб.,

где С_ЗАТF2,5— стоимость затяжки одного метра провода сечением 2,5 мм² соответственно, руб./м.

К_ЗАТ95=С_ЗАТF95*l_ПРF95=14,8*84=1243,2 руб.,

где С_ЗАТF95— стоимость затяжки одного метра провода сечением 95 мм² соответственно, руб./м.

2.6.1.10 Определяю капитальные затраты на монтаж труб:

К_МОНТ15=С_МОНТD15*l_ТРD15=5,9*103=607,7 руб.,

где С_МОНТD15-стоимость монтажа одного метра трубы диаметром 15 мм соответственно, руб./м.

К_МОНТ70=С_МОНТD70*l_ТРD70=18,7*36=673,2 руб.,

где С_МОНТD70-стоимость монтажа одного метра трубы диаметром 70 мм соответственно, руб./м.

2.6.1.11 Определяю капитальные затраты по первому варианту:

К_I= К_ПР + К_ТР + К_ЗАТ + К_МОНТ =497,6+11 025+3441+7596+502,9+1243,2+ 607,7+673,2=25 586,6 руб.

2.6.1.12 Определяю стоимость амортизационных отчислений:

С_А= руб.

2.6.1.13 Определяю стоимость издержек на обслуживание:

С_О= руб.

2.6.1.14 Определяю стоимость потерь электроэнергии:

С_П=W*q₂=3176,99*3,68=11 691,3 руб.;

W3=3**R3*_MAX*10^-3=20,5+54,4+75,4+188,5+1104,9+1733,2= 3176кВт*ч;

W21=3**R21*_MAX*10^-3=3*3,6² *0,5*2800*10^-3 = 54кВт*ч;

W4=3**R4 *_MAX*10^-3=3*6,7² *0,2*2800*10^-3 = 75кВт*ч;

W22=3**R22*_MAX*10^-3=3*6,7² *0,5*2800*10^-3 = 188кВт*ч;

W9=3**R9*_MAX*10^-3=3*160² *0,005*2800*10^-3 = 1104кВт*ч;

W14=3**R14*_MAX*10^-3=3*160² *0,008*2800*10^-3 = 1733кВт*ч;

R3 =R_OF2,5*l_ПРF2,5=0,0126*15=0,2 Ом;

R21 =R_OF2,5*l_ПРF2,5=0,0126*41=0,5 Ом;

R4 =R_OF2,5*l_ПРF2,5=0,0126*14=0,2 Ом;

R22 =R_OF2,5*l_ПРF2,5=0,0126*37=0,5 Ом;

R9 =R_OF95*l_ПРF95=0,34*15=0,005 Ом;

R14 =R_OF95*l_ПРF95=0,34*23=0,008 Ом;

здесь значение удельного активного сопротивления было определено по таблице П2.1 с.(510 511) /5/.

2.6.1.15 Определяю полные ежегодные расходы по первому варианту:

С_I=C_А+С₀+С_П=614+255,9+11 691,3=12 561 руб.

2.6.1.16 Определяю приведенные затраты по первому варианту:

З_I=0,125*К_I+ С_I=0,125*25 586,6+12 561=15759 руб.

2.6.2 Расчет веду по второму варианту.

2.6.2.1 Выбираю сечение кабеля для каждого ЭП по таблице 2.8 с. 43 /4/, соблюдая условие I_НОМI_Д:

F_{3, 21}=2,5 мм² — I_Д=19*0,92=17,5 А.

F_4,22=2,5 мм² — I_Д=19*0,92=17,5 А.

F_9,14=95 мм² — I_Д=200*0,92=184 А.

2.6.2.2 Принимаю длину кабеля равной длине провода, тогда:

l_КF2,5 =107м_.

l_КF95 =84м_.

2.6.2.3 Определяю капитальные затраты на покупку кабеля:

К_КАБ2,5=С_КF2,5*l_КF2,5=9,7*107=1037,9 руб.,

где С_КF2,5— стоимости одного метра кабеля сечением 2,5 мм² соответственно, руб./м.

К_КАБ95=С_КF95*l_КF95=196*84=16 531,2 руб.,

где С_КF95— стоимости одного метра кабеля сечением 95 мм² соответственно, руб./м.

2.6.2.4 Определяю капитальные затраты на монтаж кабеля:

К_МОНТ2,5=С_МОНТF2,5*l_КF2,5=42,9*107=4590 руб.,

где С_МОНF2,5 — стоимости монтажа одного метра кабеля сечением 2,5 мм² соответственно, руб./м.

К_МОНТ95=С_МОНТF95*l_КF95=64,3*84=5401 руб.,

где С_МОНF95 — стоимости монтажа одного метра кабеля сечением 95 мм² соответственно, руб./м.

2.6.2.5 Определяю капитальные затраты на изготовление концевых заделок:

К_ЗАД2,5=2*(n_КF2,5*С_ЗАДF2,5)=2*(4*110)= 880 руб.,

где С_ЗАДF2,5— стоимости изготовления одной заделки для кабеля сечением 95 мм² соответственно, руб./шт.

n_КF2,5— количество кабелей сечением 2,5 мм² соответственно К_ЗАД95=2*(n_КF95*С_ЗАДF95)=2*(2*170)= 680 руб.,

где С_ЗАДF95— стоимости изготовления одной заделки для кабеля сечением 95 мм² соответственно, руб./шт.

n_КF95— количество кабелей сечением 95 мм² соответственно.

2.6.2.6 Определяю капитальные затраты по второму варианту:

К_II= К_КАБ + К_МОНТ + К_ЗАД =1037,9+16 531,2+4590+5401+880+680=29 120 руб.

2.6.2.7 Определяю стоимость амортизационных отчислений:

С_А= руб.

2.6.2.8 Определяю стоимость издержек на обслуживание:

С_О= руб.

2.6.2.9 Определяю стоимость потерь электроэнергии:

С_П=W*q₂=11 614 руб.;

W3=3**R3*_MAX*10^-3=20 кВт*ч;

W21=3**R21*_MAX*10^-3=54 кВт*ч;

W4=3**R4*_MAX*10^-3=75 кВт*ч;

W22=3**R22*_MAX*10^-3=188 кВт*ч;

W9=3**R9*_MAX*10^-3=1104 кВт*ч;

W14=3**R14*_MAX*10^-3=1733 кВт*ч;

R ₃=R_OF2,5*l_ПРF2,5=12,6*10^-3*15=0,189 Ом;

R ₂₁=R_OF2,5*l_ПРF2,5=12,6*10^-3*41=0,5 Ом;

R ₄=R_OF2,5*l_ПРF2,5=12,6*10^-3*14=0,2 Ом;

R ₂₂=R_OF2,5*l_ПРF2,5=12,6*10^-3*37=0,5 Ом;

R ₉=R_OF95*l_ПРF95=0,34*10^-3*15=0,0051 Ом;

R ₁₄=R_OF95*l_ПРF95=0,34*10^-3*23=0,008 Ом;

2.6.2.10 Определяю полные ежегодные расходы по второму варианту:

С_II=C_А+С₀+С_П=698+291+11 614=12603 руб.

2.6.2.11 Определяю приведенные затраты по второму варианту:

З_II=0,125*К_II+ С_II=0,125*29 120+12603=16 243 руб.

Как видно, затраты по второму варианту меньше, чем затраты по первому варианту (З_II<�З_I), поэтому к исполнению принимаю второй вариант.

2.7 Расчет силовой сети на потерю напряжения. Выбор аппаратов защиты. Выбор ПРА

2.7.1 Выбираю сечение кабеля для каждого ЭП по аналогии с 2.6.2.1. Результаты этого и следующего расчетов заношу в таблицу 3.

2.7.2 По таблице 2.8 с. 43 /4/ определяю сечение кабеля марки ААБГ для РП — 1, соблюдая условие I_МI_Д: F РП1=50 мм² — I_Д=175 А. Сечение кабеля для РП — 2, РП — 3 выбираю аналогично.

2.7.3 По таблице 3.16 стр. 180 /5/ определяю располагаемую потерю напряжения от шин трансформаторной подстанции (ТП) до ЭП силовой сети: U_{ДОП.ТП — ЭП}=8,16%.

2.7.4 Определяю потерю напряжения в кабеле, питающем РП-1.

2.7.4.1 Определяю коэффициент мощности нагрузки РП — 1:

;

следовательно, tg=0,75.

Согласно таблице 3.12 стр. 175 /5/ при cos=0,8 индуктивное сопротивление можно не учитывать, если сечение кабеля не превышает 35 мм².

2.7.4.2 По таблице П2.1 стр.(510 511) /5/ нахожу r₀=0,125 Ом/км.

2.7.4.3 По таблице П2.3 стр. 513 /5/ нахожу x₀ Ом/км для РП2 и РП3

2.7.4.4 Подсчитываю искомую потерю напряжения:

2.7.5 Определяю располагаемую потерю напряжения от РП — 1 до ЭП:

U_{ДОП.РП - 1 -ЭП}=U_{ДОП.ТП-ЭП} — U_{ТП — РП - 1}=8,16 — 0,47=7,69%

2.7.6 Определяю потерю напряжения от РП — 1 до каждого ЭП.

2.7.6.1 Согласно таблице 3.12 стр. 175 /5/ в данном случае индуктивное сопротивление можно не учитывать для всех ЭП.

2.7.6.2 Для ЭП № 1

Видим, что U₁ДОП.РП-1 — ЭП.

Аналогично рассчитываю всю цеховую электрическую сеть на потерю напряжения.

2.7.7 Произвожу выбор предохранителей для каждого ЭП.

2.7.7.1 Определяю пусковой ток для ЭП № 1:

I_ПУСК.1=I_НОМ.1*_П.1=6,7*6=40 А.

2.7.7.2 Рассчитываю ток плавкой вставки для ЭП № 1:

I_{ПЛ. ВСТ.1.РАСЧ}= А.

2.7.7.3 Соблюдая условия U_НОМ.ПРU_СЕТИ; I_{НОМ.ПАТР} I_НОМ; I_ПЛ.ВСТ I_{ПЛ. ВСТ.РАСЧ} по таблице 3.5 стр. 139 /5/ выбираю предохранитель типа НПН — 15, для которого I_{НОМ.ПАТР}=60 А, I_ПЛ.ВСТ=20 А.

2.7.7.4 Вычисляю отношение:

<3,

значит предохранитель обеспечивает надежную защиту. Для остальных ЭП выбор предохранителей произвожу аналогично.

2.7.8 Произвожу выбор распределительных шкафов с учетом количества отходящих линий и номинальных токов предохранителей установленных на данных линиях. По таблице 3.3 с. 137 /5/, зная что от РП — 1 получают питание восемь ЭП с номинальными токами предохранителей 15 А, выбираю распределительный шкаф типа ШР11 — 73 511 с рубильником типа Р16 — 373, номинальный ток которого составляет 6*100+2*250 А. Для РП — 2, РП — 3, выбор аналогичен.

2.7.9 Соблюдая условие I_{НОМ. ПУСКАТЕЛЯ}I_{НОМ. ЭП} произвожу выбор пускателей для каждого ЭП. По таблице 3.6 с. 143 /5/ выбираю для ЭП № 1 пускатель типа ПМЛ — 1200 с номинальным током 10 А при номинальном токе ЭП 6,7 А.

Для остальных ЭП выбор пускателей произвожу аналогично.

2.7.10 По таблице 3.78 с. 274 /9/ выбираю для каждого ЭП кнопочные посты типа ПКЕ712 — 2, которые имеют две кнопки и предназначены для монтажа на ровной поверхности.

2.8 Расчет зануления цеха

Рисунок 1 — Схема расчета зануления

2.8.1 Определяю сопротивление жилы кабеля от ТП до РП -3:

r_{КАБ. 1}=r_{0.К. 1}*l_{КАБ. 1}=0,21*10^-3*8*4=0,006 Ом.

2.8.2 Определяю сопротивление жилы кабеля от РП — 1 до ЭП № 21:

R_пр.=r_0.К.*l_пр.=7,9*10^-3*45=0,3 Ом.

R_тр.=r_0.К.*l_тр.=40 / 7,4*160=0,03 Ом

2.8.3 Определяю сопротивление петли фаза — нуль:

Z_ПТ=2* r_каб+ r_пр +r_тр =0,006*0,3+0,03=0,336Ом.

2.8.4 По таблице 7.4 с. 264 /4/ нахожу полное сопротивление трансформатора при замыкании на корпус: z_Т=0,065 Ом.

2.8.5 Определяю ток однофазного КЗ:

А.

2.8.6 Определяю кратность тока КЗ по отношению к номинальному току плавкой вставки предохранителя, защищающего ЭП:

>3,

значит при однофазном КЗ произойдет надежное отключение.

3. Цеховая подстанция

3.1 Выбор комплектной цеховой подстанции

Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) поставляются в собранном или частично собранном и полностью подготовленном для сборки виде. КТП изготовляют для внутренней или наружной установки. Размеры КТП меньше размеров обычных подстанций тех же схем и мощностей, что позволяет размещать их ближе к центру электрических нагрузок. В КТП коммутационная и защитная аппаратура имеет обычное исполнение. КТП внутренней установки напряжением 6 — 10/0,4 кВ размещают в цехах, в непосредственной близости от потребителей, что значительно упрощает и удешевляет распределительную сеть. Наиболее применяемыми являются комплектные устройства выкатного исполнения.

Выбираю КТП внутренней установки с силовым трансформатором типа ТМ на 400 кВА КТП — 400.

3.2 Описание конструкции и компоновки цеховой подстанции

КТП внутренней установки состоит из трех основных элементов: вводного устройства 10 кВ, силового трансформатора и распределительного устройства 0,4 кВ.

Вводное устройство высокого напряжения представляет собой металлический шкаф типа ВВ — 1, который предназначен для глухого кабельного ввода и размещается непосредственно на баке силового трансформатора.

Трансформатор снабжается термосигнализатором для измерения температуры верхних слоев масла. Уровень масла в баке контролируется маслоуказателем. Термосифонный фильтр служит для очистки масла от продуктов старения. Также предусмотрено газовое реле для защиты трансформатора от внутренних повреждений и от понижения уровня масла.

Распределительное устройство 0,4 кВ комплектуется из шкафа ввода, который содержит ячейку с вводным автоматом типа АВМ15, отсек приборов и четыре ячейки с линейными автоматами типа А3144, и линейного шкафа типа КРН — 6 с двумя автоматами типа А3134 и двумя автоматами типа А3124.

3.2.1 Определяю расчетный ток для выбора трансформатора тока (ТТ) с учетом перегрузочной способности силового трансформатора 40%:

А.

3.2.2 Соблюдая условия U_{НОМ. ТТ}U_СЕТИ; I_{1НОМ. ТТ}I_{РАСЧ. ТТ} по таблице 23−39 с.(537 544) /10/ выбираю ТТ типа ТШ- 20, для которого I_1НОМ=1000 А; I_2НОМ=5 А; U_НОМ=0,66 кВ; класс точности равен 0,5.

3.2.3 Выбираю амперметр типа Э — 8003 по таблице 35−5 с. (408 414) /3/, который имеет класс точности 1,5 и предназначен для включения через ТТ 1000/42 А.

3.2.4 Выбираю вольтметр типа Э140 по таблице 35−5 с. (408 414) /3/, который имеет класс точности 2,5 и шкалу от 0 до 450 В.

3.2.5 Выбираю счетчик активной энергии типа СА4У — И672М по таблице 35−6 с. (421 423) /3/, который имеет класс точности 2,0 и предназначен для включения через ТТ 1000/42 А.

3.2.6 Выбираю счетчик реактивной энергии типа СР4 — И673М по таблице 35−6 с. (421 423) /3/, который имеет класс точности 2,0 и предназначен для включения через ТТ 1000/42 А.

3.2.7 Произвожу выбор линейных автоматов для РП.

3.2.7.1 Определяю пиковый ток для РП — 1:

I_ПИК.=I_{ПУСК. МАХ.}+(I_М — k_И.*I_{НОМ.МАХ}), (4)

где I_{ПУСК.МАХ} — наибольший из пусковых токов двигателей РП, А;

I_{НОМ.МАХ} — номинальный ток двигателя, имеющего наибольший пусковой ток, А;

k_И — коэффициент использования ЭП, имеющего наибольший пусковой ток;

I_М — максимальный расчетный ток РП, А.

I_{ПИК. РП — 1}=707+(147 — 0,3*101)=823 А.

3.2.7.2 Соблюдая условия U_НОМ.АU_СЕТИ; I_НОМ.АI_М; I_{НОМ.РАСЦ}I_М; I_УСТ.Т1,1*I_М; I_УСТ.Э1,2*I_ПИК по таблице 24−4 с.(598 604) /10/ выбираю автомат для РП-1 типа А3130, для которого U_НОМ.А=380В; I_НОМ.А=170 А, I_{НОМ.РАСЦ}=170 А, I_УСТ.Э=1020 А.

3.2.7.3 Аналогично выбираю для РП — 2 автомат типа А3730, для которого U_НОМ.А=380 В; I_НОМ.А=400 А, I_{НОМ.РАСЦ}=250 А, I_УСТ.Э=750 А;

Для РП-3 автомат типа А3740, для которого U_НОМ.А=380 В; I_НОМ.А=630 А, I_{НОМ.РАСЦ}=630 А, I_УСТ.Э=1890 А;

3.3 Выбор сечения проводников сети высокого напряжения

3.3.1 Определяю максимальный ток:

А.

3.3.2 По таблице 2.26 с. 85 /4/ нахожу j_ЭК=1,6 А/мм².

3.3.3 Определяю экономическое сечение:

мм².

Принимаю ближайшее стандартное сечение — 3 мм². Согласно таблице 2.9 с. 43 /4/ для данного сечения I_Д=115 А, при этом условие I_P I_Д выполняется.

3.4 Расчет защитного заземления подстанции

3.4.1 В качестве вертикальных заземлителей принимаю стержневые электроды диаметром d=12 мм и длиной l=3 м. Верхние концы электродов располагаю на глубине t₁=0,7 м от поверхности земли. В качестве горизонтальных заземлителей использую стальную полосу размером bh=404 мм. Считаю, что грунт в месте сооружения заземления — глина.

3.4.2 Для стороны 10 кВ допустимое значение сопротивления заземляющего устройства (ЗУ) составляет 10 Ом, а для стороны 0,4 кВ — 4 Ом. Поскольку ЗУ является общим для установок различных напряжений, то за расчетное сопротивление ЗУ принимаю наименьшее из допустимых: R_З=4 Ом.

3.4.3 Предварительно с учетом площади, занимаемой подстанцией намечаю расположение заземлителей по контуру с расстоянием между вертикальными электродами а=3 м. Длина контура l_К=19 м.

3.4.4 По таблице 8−1 с. 412 /8/ нахожу удельное сопротивление грунта: =70 Ом*м. По таблице 8−2 с. 413 /8/ нахожу повышающие коэффициенты, учитывающие высыхание грунта летом и промерзание его зимой для вертикальных и горизонтальных электродов: К_В=1,5; К_Г=4,0.

3.4.5 Определяю расчетные удельные сопротивления грунта для вертикальных и горизонтальных электродов:_РАСЧ.В= К_В*=1,5*70=105 Ом*м;

_РАСЧ.Г= К_Г*=4,0*70=280 Ом*м.

3.4.6 Определяю сопротивление одного вертикального электрода:

Ом, где t — расстояние от уровня земли до середины электрода:

t=t₁+0,5*l=0,7+0,5*3=2,2 м.

3.4.7 По таблице 8−5 с. 415 /8/ предварительно принимаю коэффициент использования вертикальных заземлителей К_И.В=0,5 (отношение расстояния между электродами к их длине равно =1, число вертикальных электродов в соответствии с планом подстанции составляет 7).

Определяю примерное число вертикальных электродов:

.

3.4.8 Определяю сопротивление горизонтальных электродов, принимая их коэффициент использования К_И.Г =0,27 по таблице 8−7 с. 416 /8/:

Ом.

3.4.9 Уточняю необходимое сопротивление вертикальных электродов:

Ом.

3.4.10 Определяю число вертикальных электродов при коэффициенте использования К_И.В=0,5, принятом по таблице 8−5 с. 415 /8/ при N'=19 и =1:

.

Окончательно принимаю к установке 18 вертикальных электродов.

Заключение

В результате выполнения курсового проекта я выполнил электроснабжение доменного цеха. Мною были определены ожидаемая нагрузка цеха, годовой расход электроэнергии, средневзвешенный коэффициент мощности; были выбраны тип и мощность КУ, число и мощность трансформаторов, наиболее экономичный вариант распределения электроэнергии по цеху, аппараты защиты и управления, сечения проводников; произведены расчеты силовой сети на потерю напряжения, зануления и защитного заземления подстанции.

Все принятые в курсовом проекте решения либо обоснованы технико-экономическим расчетом, либо приняты в соответствие с требованиями ПУЭ и других руководящих документов.

Список используемых источников

1. Электротехнический справочник: Электротехнические устройства. Под ред. В. Г. Герасимова и др. — М.: Энергоиздат, Т.2. — Изд. 6-е. — 1981. — 640 С.

2. Справочная книга для проектирования электрического освещения. Под ред. Г. М. Кнорринга. — Л.: Энергия. — 1976. — 384 С.

3. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского. — М.: Энергия, Т.2. — 1974. — 528 С.

4. Б. Ю. Липкин. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. — М.: Высшая школа. — Изд. 4-е. — 1990. — 366 С.

5. Л. Л. Коновалова, Л. Д. Рожкова. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. — М.: Энергоатомиздат. — 1989. — 528 С.

6. А. А. Федоров, Л. Е. Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. — М.: Энергоатомиздат. — 1987. — 368 С.

7. А. А. Ермилов. Основы электроснабжения промышленных предприятий. — М.: Энергия. — Изд. 3-е. — 1976. — 368 С.

8. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Промышленные электрические сети. Под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского. — М.: Энергия. — Изд. 2-е. — 1980. — 576 С.

9. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под ред. Ю. Г. Барыбина и др. — М.: Энергоатомиздат. — 1991. — 464 С.

10. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Электрооборудование и автоматизация. Под ред. А. А. Федорова, Г. В. Сербиновского. — М.: Энергоиздат. — Изд. 2-е. — 1981. — 624 С.

Приложение

Таблица 4 — Расчетно-монтажная таблица