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

Iном2= Iном3+Iном2=36.27+36.27=72.54А

Iном3=Iном3=36.27А; Iном4=Iном5+Iном4=72.54+36.27=108.81А

Iном5=Iном6+Iном5=36.27+36.27=72.54А; Iном6=Iном6=36.27А

2.6.2.2 с.42 /4/, соблюдая условие I_НОМ I_Д:

Выбираю сечение проводов для каждого ЭП по таблице 2.7 РП1:

F1, 4=35мм²-Iд=115А; F 2, 5=16мм²-Iд=75А; F 3, 6=6мм²-Iд=40А

2.6.2.3 По таблице П3.2 с.(516¸ 517) /5/ выбираю диаметр труб: РП1:

D1, 4=40мм; D2, 5=32мм; D3, 6=20мм

2.6.2.4 По плану силовой сети с учетом масштаба, а также с учетом спусков, подъемов и изгибов подсчитываю длину проводов: РП1:

Lпр1=13м; Lпр2=10м; Lпр3=27м; Lпр4=10м; Lпр5=41м; Lпр6=10м

2.6.2.5 Определяю длину проводов по сечению:

Lпр1, 4F35мм²=Lпр1+Lпр4=13+10=23м

Lпр2, 5F16мм²=Lпр2+Lпр5=10+41=51м

Lпр3, 6F6мм²=Lпр3+Lпр6=27+10=37м

2.6.2.6 Определяю длину труб по диаметру:

Lтр1, 4D40=Lтр1+Lтр4=22м; Lтр2, 5D32=50м; Lтр3, 6D20=36м

2.6.2.7 Определяю капитальные затраты на покупку проводов:

Kпр=4*(СпрF35*LпрF35)+4*(CпрF16*LпрF16)+4*(СпрF6*LпрF6)=4*(105, 79*23)+4*(45, 09*51)+4*(16, 46*37)=21367, 12руб.,

где С_ПРF6– стоимости одного метра провода сечением 6 мм²; 16мм²; 35мм²; соответственно,

2.6.2.8 Определяю капитальные затраты на покупку труб:

Kтр=СтрD40*LтрD40+CтрD32*LтрD32+CтрD20*LтрD20=14, 9*22+13, 3*

50+10, 6*36=1374, 4руб.,

где С_ТРD20– стоимости одного метра трубы диаметром 20 мм, 40мм, 32мм, соответственно,

2.6.2.9 Определяю капитальные затраты на затяжку проводов в трубы:

Kзат=СзатF35*LпрF35+CзатF16*LпрF16+CзатF6*LпрF6=9, 13*23+8, 33*

51+6, 30*37=867, 92руб.,

где С_ЗАТF6– стоимости затяжки одного метра провода сечением 6 мм², 16мм²,

35мм², соответственно, руб./м.

2.6.2.10 Определяю капитальные затраты на монтаж труб:

Kмонт=СмонтD40*LтрD40+CмонтD32*LтрD32+CмонтD20*LтрD20=10, 68*22+9, 08*50+

6, 94*36=938, 8руб.,

где С_МОНТD20 –стоимости монтажа одного метра трубы диаметром 20 мм, 32мм,

40мм соответственно, руб./м.

2.6.2.11 Определяю капитальные затраты по второму варианту:

К₂= К_ПР + К_ТР + К_ЗАТ + К_МОНТ=21367, 12+1374, 4+867, 92+938, 8=24548, 24 руб

2.6.2.12 Определяю стоимость амортизационных отчислений:

С_А = руб

2.6.2.13 Определяю стоимость издержек на обслуживание:

С_О= руб.

2.6.2.14 Определяю стоимость потерь электроэнергии:

С_П=DW*q₂=1852, 23*3, 1=5741, 91 руб.;

DW=1852, 23 кВт*ч;

DW_1-4=4* *R _1-4*t_MAX*10^-3=4*108, 81²*0, 01 *800*10^-3=378, 86 кВт*ч;

R _1-4=R_OF35* l _ПРF35=0, 54*10^-3*23=0, 01 Ом;

DW_2-5=4* *R _2-5*t_MAX*10^-3=4*72, 54²*0, 06 *800*10^-3=1010, 31 кВт*ч;

R _2-5=R_OF16* l _ПРF16=1, 2*10^-3*51=0, 06 Ом;

DW_3-6=4* *R _3-6*t_MAX*10^-3=4*36, 27²*0, 11 *800*10^-3=463, 06 кВт*ч;

R _3-6=R_OF6* l _ПРF6=3, 06*10^-3*37=0, 11 Ом;

DW=DW_1-4+DW_2-5+DW_3-6=378, 86+1010, 31+463, 06=1852, 23 кВт*ч;

П2.1 с.(510 ¸ 511) /5/.

здесь значение удельного активного сопротивления было определено по таблице

2.6.2.15 Определяю полные ежегодные расходы по второму варианту:

С₂=C_А+С₀+С_П=589, 15+245, 48+5741, 91=6576, 54 руб.

2.6.2.16 Определяю приведенные затраты по второму варианту:

З₂=0, 125*К₂+ С₂=0, 125*24548, 24+6576, 54=9645, 07 руб.

2.6.2.17 К_упл =С_упл*n = 12*6 = 72 руб.

К_{упл 1-4} = С_{упл D40}*n = 0.80*6 = 4.8 руб.

К_{упл 2-5} = С_{упл D32}*n = 0.72*6 = 4.32 руб.

К_{упл 3-6} = С_{упл D20}*n = 0.48*6 = 2.88 руб.

2.6.2.18 К_упл = К_{упл 1-4}+ К_{упл 2-5}+ К_{упл 3-6} = 4.8+4.32+2.88 = 12 руб.

2.6.2.19 К_исп1-4 = С_{исп D20} * L_{тр D20} = 11.75*36 =423 руб.

К_исп2-5 = С_{исп D32} * L_{тр D32} = 14, 95*50 =747, 5 руб.

К_исп3-6 = С_{исп D40} * L_{тр D40} = 17, 09*22 =375, 98 руб.

К_исп = К_исп1-4+ К_исп2-5+ К_исп3-6 = 423+747, 5+375, 98 = 1546, 48 руб.

2.6.2.20 Радиальная схема дешевле магистральной

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 АВВГ для РП – 4, соблюдая условие I_М I_Д: F= 95мм² – I_Д=170*0, 92=156, 4А Сечение кабеля для РП – 2, РП – 3 и РП – 4 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: DU_{ДОП.ТП – ЭП}=8, 31%.

2.7.4 Определяю потерю напряжения в кабеле, питающем РП–4.

2.7.4.1 Определяю коэффициент мощности нагрузки РП – 4:

; следовательно, tgj=1, 02

Согласно таблице 3.12 стр.175 /5/ при cosj=0, 809 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=3, 06 Ом/км.

2.7.4.3 По таблице П2.3 стр.513 /5/ нахожу x₀=0, 09 Ом/км.

2.7.4.4 Подсчитываю искомую потерю напряжения:

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

DU_{ДОП.РП - 1–ЭП}=DU_{ДОП.ТП-ЭП} – DU_{ТП – РП - 1}=8, 31 – 3, 87=4, 44%

2.7.6 Определяю потерю напряжения от РП – 4 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 DU₁< DU_{ДОП.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*l_П.1=36, 27*7=253, 89 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.ПР U_СЕТИ; I_{НОМ.ПАТР} I_НОМ; I_ПЛ.ВСТ I_{ПЛ.ВСТ.РАСЧ} по таблице 3.5 стр.139 /5/ выбираю предохранитель типа ПН2-250, для которого I_{НОМ.ПАТР}=250 А, I_ПЛ.ВСТ=120 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 шесть ЭП с номинальными токами предохранителей 250 А и один с номинальным током предохранителя 60 А, выбираю распределительный шкаф типа ШР11 – 73506 с рубильником типа Р16 – 373, номинальный ток которого составляет 400 А. Для РП – 2, РП – 3, РП – 4 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 3200 с номинальным током 40 А при номинальном токе ЭП 36, 27 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 – 1:

r_{КАБ. 1}=r_{0.К. 1}* l _{КАБ. 1}=3, 06*10^-3*16=0, 04 Ом.

2.8.2 Определяю сопротивление жилы кабеля от РП – 1 до ЭП №6:

r_{КАБ. 2}=r_{0.К. 2}* l _{КАБ. 2}=3, 06*10^-3*47+0, 016=0, 156 Ом.

2.8.3 Определяю сопротивление петли фаза – нуль:

z_ПТ=2* r_{КАБ. 1}+ 2*r_{КАБ. 2} =2*0, 04+0, 156=0, 236 Ом.

2.8.4 По таблице 7.4 с.264 /4/ нахожу полное сопротивление трансформатора при замыкании на корпус: z_Т=0, 104 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 250 кВА КТП – 250.

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 ТНШЛ – 0, 66, для которого I_1НОМ=600 А; I_2НОМ=42 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 600/42 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 600/42 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 600/42 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}=253, 89+(161, 8 – 0, 4*36, 27)=401, 18 А.

3.2.7.2 Соблюдая условия U_НОМ.А U_СЕТИ; I_НОМ.А I_М; I_{НОМ.РАСЦ} I_М; I_УСТ.Т 1, 1*I_М; I_УСТ.Э 1, 2*I_ПИК по таблице 24-4 с.(598 ¸ 604) /10/ выбираю автомат типа А3144, для которого U_НОМ.А=440 В; I_НОМ.А=250 А, I_{НОМ.РАСЦ}=160 А, I_УСТ.Э=2500 А.

3.2.7.3 Вычисляю отношение: < 1, 25,

значит, автомат обеспечивает надежную защиту.

Аналогично выбираю для РП – 3, РП – 2 и РП - 1 автомат типа А3740, для которого U_НОМ.А=380 В; I_НОМ.А=400 А, I_{НОМ.РАСЦ}=250 А, I_УСТ.Э=6300 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=2, 5А/мм².

3.3.3 Определяю экономическое сечение:

мм².

Принимаю ближайшее стандартное сечение – 6 мм². Согласно таблице 2.9 с.43 /4/ для данного сечения I_Д=39 А, при этом условие I_P I_Д выполняется.

3.4 Расчет защитного заземления подстанции

3.4.1В 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 b´ h=40´ 4 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=21 м.

3.4.4 По таблице 8-1 с.412 /8/ нахожу удельное сопротивление грунта: r=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:

r_РАСЧ.В= К_В*r=1, 5*70=105 Ом*м;

r_РАСЧ.Г= К_Г*r=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 26).

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 19 вертикальных электродов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения курсового проекта я выполнил электроснабжение сеточного 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.