.

Определяем потери мощности в линии ДР_л, кВт по формуле

, (4.22)

где - потери мощности на 1 км линии, кВт/км.

Подставив значения в формулу (4.22), получим

= 0,61² · 0,3 · 2 · 1 · 57 = 12,65 кВт.

Определяем потери электроэнергии в линии ДЭ_Л1, тыс. кВт·ч по формуле

= 12,65 · 2225,2 = 28,15 тыс.кВт·ч.

Таблица 4.5 Выбор сечений кабельных линий распредсети 10 кВ
Номер	Назначение	Количество	Способ	Количество	Кп	Расчетная нагрузка	l,	Допустимая	Sнагрев,	Sтуmin,	lДU1%,
линии	линии	кабелей	прок-	кабелей				нагрузка
		в линии	ладки	в траншее		Ip, A	Ipmax, A	км	Iдоп, А	I'доп, А	1,3I'доп, А	ммІ	ммІ	км
Вариант №1
Л1	ГПП - ТП1	2	траншея	6	0,75	142,2	284,4	0,3	310	232,5	302,3	185	95	1,1	9	2ААБ(3х185)
Л2	ТП1 - ТП2	2	конструкция	2	0,9	82,9	165,7	0,136	155	139,5	181,4	95	95	0,86	7,2	2ААБГ(3х95)
Л3	ГПП - ТП3	2	траншея	6	0,75	107,4	214,8	0,124	240	180	234	120	95	0,93	7,8	2ААБ(3х120)
Л4	ТП3 - ТП4	2	конструкция	2	0,9	69,4	138,8	0,096	130	117	152,1	70	95	0,78	6,6	2ААБГ(3х95)
Л5	ТП6 - ТП5	2	конструкция	2	0,9	59,6	119,2	0,04	105	94,5	122,9	50	95	0,66	5,2	2ААБГ(3х95)
Л6	ГПП - ТП6	2	траншея	6	0,75	88,3	176,6	0,224	205	153,8	199,9	95	95	0,86	7,5	2ААБ(3х95)
Л7	ГПП - ТП7	2	траншея	6	0,75	28,8	57,5	0,204	75	56,3	73,2	16	95	0,4	3,9	2ААБ(3х95)
Л8	ГПП - ТП8	2	траншея	6	0,75	19,6	39,2	0,396	75	56,3	73,2	16	95	0,4	5,7	2ААБ(3х95)
Л9	ГПП - ТП9	2	траншея	6	0,75	113,9	227,8	0,62	240	180	234	120	95	0,93	7,3	2ААБ(3х120)
Л10	ГПП - ТП10	2	траншея	6	0,75	87,1	174,2	0,6	205	153,8	199,9	95	95	0,86	7,6	2ААБ(3х95)
Л11	ТП9- ТП11	2	траншея	6	0,75	84,2	168,3	0,12	205	153,8	199,9	95	95	0,86	7,9	2ААБ(3х95)
Л12	ТП11 - ТП12	2	конструкция	2	0,9	42,1	84,1	0,064	80	72	93,6	35	95	0,56	4,8	2ААБГ(3х95)
Л13	ГПП - ТП13	2	траншея	6	0,75	95	190	0,308	205	153,8	199,9	95	95	0,86	7	2ААБ(3х95)
Л14	ТП2- ТП14	2	конструкция	2	0,9	23,6	47,1	0,056	46	41,4	53,8	16	95	0,4	3,5	2ААБГ(3х95)
Л15	ТП4- ТП15	2	конструкция	2	0,9	31,4	62,7	0,04	80	72	93,6	16	95	0,4	4,6	2ААБГ(3х95)
Л16	ТП5- ТП16	2	траншея	6	0,75	21,6	43,1	0,032	75	56,3	73,2	16	95	0,4	5,2	2ААБ(3х95)
Л17	ТП19 - ТП17	2	траншея	6	0,75	17,6	35,2	0,1	75	56,3	73,2	16	95	0,4	6,4	2ААБ(3х95)
Л18	ГПП - ТП18	2	траншея	6	0,75	92	184	0,72	205	153,8	199,9	95	95	0,86	7,2	2ААБ(3х95)
Л19	ТП18- ТП19	2	конструкция	2	0,9	54,8	109,6	0,048	105	94,5	122,9	50	95	0,66	5,7	2ААБГ(3х95)
Л20	ТП10- ТП20	2	траншея	6	0,75	34,1	68,1	0,12	75	56,3	73,2	16	95	0,4	3,3	2ААБ(3х95)
Л21	ТП13 - ТП21	2	траншея	6	0,75	76,6	153,1	0,152	165	123,8	160,9	70	95	0,78	6,3	2ААБ(3х95)
Л22	ТП21 - ТП22	2	траншея	6	0,75	43,5	87	0,52	90	67,5	87,8	25	95	0,51	4	2ААБ(3х95)
Л23	ГПП - РУ1	2	траншея	6	0,75	1477,6	2955,2	0,268	4180	3135	4075,5					токопровод
Л24	РУ1 - РУ2	2	конструкция	2	0,9	43,8	87,6	0,084	80	72	93,6	35	95	0,56	4,6	2ААБГ(3х95)
Л25	ГПП - РУ3	2	траншея	6	0,75	1082,5	2164,9	0,084	4180	3135	4075,5					токопровод
Л26	РУ3 - РУ4	2	конструкция	2	0,9	65,8	131,5	0,08	130	117	152,1	70	95	0,78	6,9	2ААБГ(3х95)
Л27	ГПП - РУ5	2	траншея	6	0,75	52,1	104,2	0,468	115	86,3	112,2	35	95	0,56	4,6	2ААБ(3х95)
Л28	ГПП - РУ6	2	траншея	6	0,75	38,9	77,8	0,252	90	67,5	87,8	25	95	0,51	4,4	2ААБ(3х95)

Л29	ГПП - РУ7	2	траншея	6	0,75	38,9	77,8	0,252	90	67,5	87,8	25	95	0,51	4,4	2ААБ(3х95)
Вариант №2
Л1	РУ1 - ТП1	2	конструкция	2	0,9	142,2	284,4	0,012	270	243	315,9	240	50	1,1	9,4	2ААБГ(3х240)
Л2	ТП1 - ТП2	2	конструкция	2	0,9	82,9	165,7	0,136	155	139,5	181,4	95	50	0,86	7,2	2ААБГ(3х95)
Л3	РУ3 - ТП3	2	конструкция	2	0,9	107,4	214,8	0,012	185	166,5	216,5	120	50	0,93	7,2	2ААБГ(3х120)
Л4	ТП3 - ТП4	2	конструкция	2	0,9	69,4	138,8	0,096	130	117	152,1	70	50	0,78	6,6	2ААБГ(3х70)
Л5	ТП6 - ТП5	2	конструкция	2	0,9	59,6	119,2	0,04	105	94,5	122,9	50	50	0,66	5,2	2ААБГ(3х50)
Л6	ГПП - ТП6	2	траншея	6	0,75	88,3	176,6	0,224	205	153,8	199,9	95	50	0,86	7,5	2ААБ(3х95)
Л7	ГПП - ТП7	2	траншея	6	0,75	28,8	57,5	0,204	75	56,3	73,2	16	50	0,4	3,9	2ААБ(3х50)
Л8	ГПП - ТП8	2	траншея	6	0,75	19,6	39,2	0,396	75	56,3	73,2	16	50	0,4	5,7	2ААБ(3х50)
Л9	ГПП - ТП9	2	траншея	6	0,75	113,9	227,8	0,62	240	180	234	120	50	0,93	7,3	2ААБ(3х120)
Л10	ГПП - ТП10	2	траншея	6	0,75	87,1	174,2	0,6	205	153,8	199,9	95	50	0,86	7,6	2ААБ(3х95)
Л11	ТП9- ТП11	2	траншея	6	0,75	84,2	168,3	0,12	205	153,8	199,9	95	50	0,86	7,9	2ААБ(3х95)
Л12	ТП11 - ТП12	2	конструкция	2	0,9	42,1	84,1	0,064	80	72	93,6	35	50	0,56	4,8	2ААБГ(3х50)
Л13	ГПП - ТП13	2	траншея	6	0,75	95	190	0,308	205	153,8	199,9	95	50	0,86	7	2ААБ(3х95)
Л14	ТП2- ТП14	2	конструкция	2	0,9	23,6	47,1	0,056	46	41,4	53,8	16	50	0,4	3,5	2ААБГ(3х50)
Л15	ТП4- ТП15	2	конструкция	2	0,9	31,4	62,7	0,04	80	72	93,6	16	50	0,4	4,6	2ААБГ(3х50)
Л16	ТП5- ТП16	2	траншея	6	0,75	21,6	43,1	0,032	75	56,3	73,2	16	50	0,4	5,2	2ААБ(3х50)
Л17	ТП19 - ТП17	2	траншея	6	0,75	17,6	35,2	0,1	75	56,3	73,2	16	50	0,4	6,4	2ААБ(3х50)
Л18	ГПП - ТП18	2	траншея	6	0,75	92	184	0,72	205	153,8	199,9	95	50	0,86	7,2	2ААБ(3х95)
Л19	ТП18- ТП19	2	конструкция	2	0,9	54,8	109,6	0,048	105	94,5	122,9	50	50	0,66	5,7	2ААБГ(3х50)
Л20	ТП10- ТП20	2	траншея	6	0,75	34,1	68,1	0,12	75	56,3	73,2	16	50	0,4	3,3	2ААБ(3х50)
Л21	ТП13 - ТП21	2	траншея	6	0,75	76,6	153,1	0,152	165	123,8	160,9	70	50	0,78	6,3	2ААБ(3х70)
Л22	ТП21 - ТП22	2	траншея	6	0,75	43,5	87	0,52	90	67,5	87,8	25	50	0,51	4	2ААБ(3х50)
Л23	ГПП - РУ1	2	траншея	6	0,75	1619,6	3239,2	0,268	4180	3135	4075,5					токопровод
Л24	РУ1 - РУ2	2	конструкция	2	0,9	43,8	87,6	0,084	80	72	93,6	35	50	0,56	4,6	2ААБГ(3х50)
Л25	ГПП - РУ3	2	траншея	6	0,75	1189,5	2378,9	0,084	4180	3135	4075,5		50			токопровод
Л26	РУ3 - РУ4	2	конструкция	2	0,9	65,8	131,5	0,08	130	117	152,1	70	50	0,78	6,9	2ААБГ(3х70)
Л27	ГПП - РУ5	2	траншея	6	0,75	52,1	104,2	0,468	115	86,3	112,2	35	50	0,56	4,6	2ААБ(3х50)
Л28	ГПП - РУ6	2	траншея	6	0,75	38,9	77,8	0,252	90	67,5	87,8	25	50	0,51	4,4	2ААБ(3х50)
Л29	ГПП - РУ7	2	траншея	6	0,75	38,9	77,8	0,252	90	67,5	87,8	25	95	0,51	4,4	2ААБ(3х95)
Вариант№3
Л1	РУ1 - ТП1	2	конструкция	2	0,9	118,7	237,4	0,012	270	243	315,9	240	120	1,1	11,3	2ААБГ(3х240)
Л2	ТП1 - ТП2	2	конструкция	2	0,9	59,4	118,7	0,136	155	139,5	181,4	95	120	0,86	10,1	2ААБГ(3х120)
Л3	РУ3 - ТП3	2	конструкция	2	0,9	76,1	152,1	0,012	185	166,5	216,5	120	120	0,93	10,2	2ААБГ(3х120)
Л4	ТП3 - ТП4	2	конструкция	2	0,9	38,1	76,1	0,096	130	117	152,1	70	120	0,78	12	2ААБГ(3х120)
Л5	ТП6 - ТП5	2	конструкция	2	0,9	59,6	119,2	0,04	105	94,5	122,9	50	120	0,66	5,2	2ААБГ(3х120)
Л6	ГПП - ТП6	2	траншея	6	0,75	88,3	176,6	0,224	205	153,8	199,9	95	120	0,86	7,5	2ААБГ(3х120)
Л7	ГПП - ТП7	2	траншея	6	0,75	28,8	57,5	0,204	75	56,3	73,2	16	120	0,4	3,9	2ААБГ(3х120)
Л8	ГПП - ТП8	2	траншея	6	0,75	19,6	39,2	0,396	75	56,3	73,2	16	120	0,4	5,7	2ААБГ(3х120)
Л9	ГПП - ТП9	2	траншея	6	0,75	113,9	227,8	0,62	240	180	234	120	120	0,93	7,3	2ААБГ(3х120)
Л10	ГПП - ТП10	2	траншея	6	0,75	87,1	174,2	0,6	205	153,8	199,9	95	120	0,86	7,6	2ААБГ(3х120)
Л11	ТП9- ТП11	2	траншея	6	0,75	84,2	168,3	0,12	205	153,8	199,9	95	120	0,86	7,9	2ААБГ(3х120)
Л12	ТП11 - ТП12	2	конструкция	2	0,9	42,1	84,1	0,064	80	72	93,6	35	120	0,56	4,8	2ААБГ(3х120)
Л13	ГПП - ТП13	2	траншея	6	0,75	95	190	0,308	205	153,8	199,9	95	120	0,86	7	2ААБГ(3х120)
Л14	РУ2- ТП14	2	конструкция	2	0,9	23,6	47,1	0,004	46	41,4	53,8	16	120	0,4	3,5	2ААБГ(3х120)
Л15	РУ4- ТП15	2	конструкция	2	0,9	31,4	62,7	0,004	80	72	93,6	16	120	0,4	4,6	2ААБГ(3х120)
Л16	ТП5- ТП16	2	траншея	6	0,75	21,6	43,1	0,032	75	56,3	73,2	16	120	0,4	5,2	2ААБГ(3х120)
Л17	ТП19 - ТП17	2	траншея	6	0,75	17,6	35,2	0,1	75	56,3	73,2	16	120	0,4	6,4	2ААБГ(3х120)
Л18	ГПП - ТП18	2	траншея	6	0,75	92	184	0,72	205	153,8	199,9	95	120	0,86	7,2	2ААБГ(3х120)
Л19	ТП18- ТП19	2	конструкция	2	0,9	54,8	109,6	0,048	105	94,5	122,9	50	120	0,66	5,7	2ААБГ(3х120)
Л20	ТП10- ТП20	2	траншея	6	0,75	34,1	68,1	0,12	75	56,3	73,2	16	120	0,4	3,3	2ААБГ(3х120)
Л21	ТП13 - ТП21	2	траншея	6	0,75	76,6	153,1	0,152	165	123,8	160,9	70	120	0,78	6,3	2ААБГ(3х120)
Л22	ТП21 - ТП22	2	траншея	6	0,75	43,5	87	0,52	90	67,5	87,8	25	120	0,51	4	2ААБГ(3х120)
Л23	ГПП - РУ1	2	траншея	6	0,75	1619,6	3239,2	0,268	4180	3135	4075,5		120			токопровод
Л24	РУ1 - РУ2	2	конструкция	2	0,9	67,3	134,6	0,084	80	72	93,6	35	120	0,56	3	2ААБГ(3х120)
Л25	ГПП - РУ3	2	траншея	6	0,75	1189,5	2378,9	0,084	4180	3135	4075,5		120			токопровод
Л26	РУ3 - РУ4	2	конструкция	2	0,9	97,1	194,1	0,08	130	117	152,1	70	120	0,78	4,7	2ААБГ(3х120)
Л27	ГПП - РУ5	2	траншея	6	0,75	52,1	104,2	0,468	115	86,3	112,2	35	120	0,56	4,6	2ААБГ(3х120)
Л28	ГПП - РУ6	2	траншея	6	0,75	38,9	77,8	0,252	90	67,5	87,8	25	95	0,51	4,4	2ААБ(3х95)
Л29	ГПП - РУ7	2	траншея	6	0,75	38,9	77,8	0,252	90	67,5	87,8	25	120	0,51	4,4	2ААБГ(3х120)

Определяем стоимость потерь в линии С_пл, тыс.тенге по формуле

= 28,15 · 3,9 = 109,79 тыс.тенге.

Аналогично производим расчет для трансформаторов и выключателей, используя формулы из разделов 3.2 и 3.3. Результаты расчетов сведены в таблицы 4.6, 4.7 и 4.8.

Расчет технико-экономических показателей производим по методике из раздела 2. Определяем капитальные вложения К_i по выбранному варианту, тыс.тенге по формуле

, (4.23)

где - капитальные затраты на трансформаторы, тыс.тенге;

- капитальные затраты на выключатели, тыс.тенге;

- капитальные затраты на линию, тыс.тенге.

Подставляя значения в формулу (4.23) получаем

120189 + 18125,3 + 41541,1 = 179856 тыс.тенге;

120189+12581,3+16981,4 = 149752 тыс.тенге;

120189+12581,3+18072,1 = 150843 тыс.тенге.

Определяем суммарные стоимостные затраты на потери мощности тыс.тенге по формуле

. (4.24)

Подставляя известные значения в формулу, получаем

13184+1782,3+797,5 = 15764 тыс.тенге;

13184+2648+553,6= 16385 тыс.тенге.

13184+2846,8+553,6 = 16584 тыс.тенге.

Определяем общие затраты , тыс.тенге по вариантам по формуле

. (4.25)

Подставляя известные значения в формулу (3.25), получаем

тыс.тенге;

тыс.тенге.

тыс.тенге.

Таблица 4.6 Определение капитальных затрат и расхода цветного металла на схему внутризаводского электроснабжения
	Кабельные линии	Выключатели	Цеховые трансформаторы
Номер	Марка и	l,	g,	G,	Сл,	Кл,	Тип	Коли-	Св	Кв	Тип	SномтЧn	Об щее	Ст	Кт
линии	сечение	км	т/км	т	тыс. тенге	тыс.	выключателя	чество	тыс. тенге	Трансфо рматора	кВт	n	тыс. тенге
	кабеля				км	тенге
Вариант №1
Л1	2ААБ(3х185)	0,3	1,48	0,89	721,05	432,6	ВМП-10-630-20К	38	396	15048	ТМ 630	2Ч630	7	4398,9	30792,3
Л2	2ААБГ(3х95)	0,136	0,76	0,21	493,35	134,2	МГГ-10-4000-45У3	10	307,725	3077,3	ТМ 1000	2Ч1000	12	4743,75	56925
Л3	2ААБ(3х120)	0,124	0,96	0,24	556,05	137,9					ТМ 1600	2Ч1000	3	10824	32472
Л4	2ААБГ(3х95)	0,096	0,76	0,15	493,35	94,7
Л5	2ААБГ(3х95)	0,04	0,76	0,06	493,35	39,5
Л6	2ААБ(3х95)	0,224	0,76	0,34	493,35	221
Л7	2ААБ(3х95)	0,204	0,76	0,31	493,35	201,3
Л8	2ААБ(3х95)	0,396	0,76	0,6	493,35	390,7
Л9	2ААБ(3х120)	0,62	0,96	1,19	493,35	611,8
Л10	2ААБ(3х95)	0,6	0,76	0,91	493,35	592
Л11	2ААБ(3х95)	0,12	0,76	0,18	493,35	118,4
Л12	2ААБГ(3х95)	0,064	0,76	0,1	493,35	63,1
Л13	2ААБ(3х95)	0,308	0,76	0,47	493,35	303,9
Л14	2ААБГ(3х95)	0,056	0,76	0,09	493,35	1915,7
Л15	2ААБГ(3х95)	0,04	0,76	0,06	493,35	39,5
Л16	2ААБ(3х95)	0,032	0,76	0,05	493,35	1094,7
Л17	2ААБ(3х95)	0,1	0,76	0,15	493,35	98,7
Л18	2ААБ(3х95)	0,72	0,76	1,09	493,35	710,4
Л19	2ААБГ(3х95)	0,048	0,76	0,07	493,35	47,4
Л20	2ААБ(3х95)	0,12	0,76	0,18	493,35	118,4
Л21	2ААБ(3х95)	0,152	0,76	0,23	493,35	5199,8
Л22	2ААБ(3х95)	0,52	0,76	0,79	493,35	513,1
Л23	токопровод	0,268				9168,1
Л24	2ААБГ(3х95)	0,084	0,76	0,13	493,35	82,9
Л25	токопровод	0,084				2873,6
Л26	2ААБГ(3х95)	0,08	0,76	0,12	493,35	78,9
Л27	2ААБ(3х95)	0,468	0,76	0,71	493,35	16010
Л28	2ААБ(3х95)	0,252	0,76	0,38	493,35	248,6
Л29	2ААБ(3х95)	0,252	0,76	0,38	493,35	248,6
Итого				9,7		41541				18125,3					120189,3

Вариант №2

Л1	2ААБГ(3х240)	0,012	1,92	0,05	858	20,6	ВМП-10-630-20К	24	396	9504	ТМ 630	2Ч630	7	4398,9	30792,3
Л2	2ААБГ(3х95)	0,136	0,76	0,21	493,35	134,2	МГГ-10-4000-45У3	10	307,725	3077,3	ТМ 1000	2Ч1000	12	4743,75	56925
Л3	2ААБГ(3х120)	0,012	0,96	0,02	495	11,9					ТМ 1600	2Ч4000	3	10824	32472
Л4	2ААБГ(3х70)	0,096	0,56	0,11	556,05	106,8
Л5	2ААБГ(3х50)	0,04	0,4	0,03	377,85	30,2
Л6	2ААБ(3х95)	0,224	0,76	0,34	493,35	221
Л7	2ААБ(3х50)	0,204	0,4	0,16	377,85	154,2
Л8	2ААБ(3х50)	0,396	0,4	0,32	377,85	299,3
Л9	2ААБ(3х120)	0,62	0,96	1,19	556,05	689,5
Л10	2ААБ(3х95)	0,6	0,76	0,91	493,35	592
Л11	2ААБ(3х95)	0,12	0,76	0,18	493,35	118,4
Л12	2ААБГ(3х50)	0,064	0,4	0,05	377,85	48,4
Л13	2ААБ(3х95)	0,308	0,76	0,47	493,35	303,9
Л14	2ААБГ(3х50)	0,056	0,4	0,04	377,85	42,3
Л15	2ААБГ(3х50)	0,04	0,4	0,03	377,85	30,2
Л16	2ААБ(3х50)	0,032	0,4	0,03	377,85	24,2
Л17	2ААБ(3х50)	0,1	0,4	0,08	377,85	75,6
Л18	2ААБ(3х95)	0,72	0,76	1,09	493,35	710,4
Л19	2ААБГ(3х50)	0,048	0,4	0,04	377,85	36,3
Л20	2ААБ(3х50)	0,12	0,4	0,1	377,85	90,7
Л21	2ААБ(3х70)	0,152	0,56	0,17	429	130,4
Л22	2ААБ(3х50)	0,52	0,4	0,42	377,85	393
Л23	токопровод	0,268		0	721,05	9168,1
Л24	2ААБГ(3х50)	0,084	0,4	0,07	377,85	63,5
Л25	токопровод	0,084		0	721,05	2873,6
Л26	2ААБГ(3х70)	0,08	0,56	0,09	429	68,6
Л27	2ААБ(3х50)	0,468	0,4	0,37	377,85	353,7
Л28	2ААБ(3х50)	0,252	0,4	0,2	377,85	190,4
Л29	2ААБ(3х50)	0,252	0,76	0,38	493,35	248,6
Итого				6,77		16981				12581,3					120189,3
Вариант №3
Л1	2ААБГ(3х240)	0,012	1,92	0,05	858	20,6	ВМП-10-630-20К	24	396	9504	ТМ 630	2Ч630	7	4398,9	30792,3
Л2	2ААБГ(3х120)	0,136	0,96	0,26	556,05	151,2	МГГ-10-4000-45У3	10	307,725	3077,3	ТМ 1000	2Ч1000	12	4743,75	56925
Л3	2ААБГ(3х120)	0,012	0,96	0,02	556,05	13,3					ТМ 1600	2Ч4000	3	10824	32472



Л4	2ААБГ(3х120)	0,096	0,96	0,18	556,05	106,8
Л5	2ААБГ(3х120)	0,04	0,96	0,08	556,05	44,5
Л6	2ААБГ(3х120)	0,224	0,96	0,43	556,05	249,1
Л7	2ААБГ(3х120)	0,204	0,96	0,39	556,05	226,9
Л8	2ААБГ(3х120)	0,396	0,96	0,76	556,05	440,4
Л9	2ААБГ(3х120)	0,62	0,96	1,19	556,05	689,5
Л10	2ААБГ(3х120)	0,6	0,96	1,15	556,05	667,3
Л11	2ААБГ(3х120)	0,12	0,96	0,23	556,05	133,5
Л12	2ААБГ(3х120)	0,064	0,96	0,12	556,05	71,2
Л13	2ААБГ(3х120)	0,308	0,96	0,59	556,05	342,5
Л14	2ААБГ(3х120)	0,004	0,96	0,01	556,05	4,4
Л15	2ААБГ(3х120)	0,004	0,96	0,01	556,05	4,4
Л16	2ААБГ(3х120)	0,032	0,96	0,06	556,05	35,6
Л17	2ААБГ(3х120)	0,1	0,96	0,19	556,05	111,2
Л18	2ААБГ(3х120)	0,72	0,96	1,38	556,05	800,7
Л19	2ААБГ(3х120)	0,048	0,96	0,09	556,05	53,4
Л20	2ААБГ(3х120)	0,12	0,96	0,23	556,05	133,5
Л21	2ААБГ(3х120)	0,152	0,96	0,29	556,05	169
Л22	2ААБГ(3х120)	0,52	0,96	1	556,05	578,3
Л23	токопровод	0,268	0,96			9168,1
Л24	2ААБГ(3х120)	0,084	0,96	0,16	556,05	93,4
Л25	токопровод	0,084	0,96			2873,6
Л26	2ААБГ(3х120)	0,08	0,96	0,15	556,05	89
Л27	2ААБГ(3х120)	0,468	0,96	0,9	556,05	520,5
Л28	2ААБГ(3х120)	0,252	0,96	0,48	556,05	280,2
Л28	2ААБ(3х95)	0,252	0,76	0,38	493,35	248,6
Л29	2ААБ(3х95)	0,252	0,76	0,38	493,35	248,6
Итого				10,4		18072				12581,3					120189,3

	Sномт,	n	Расчетные величины
Номер			Кз	КІз	ДРхх,	ДРкз,	Iхх	Uкз	Кип	ф,	ДР'хх,	ДР'кз,	ДЭт,	Сат
ТП	кВт				кВт	кВт	%	%		ч	кВт	кВт	тыс. кВт·ч	тыс. тенге
ТП1	1600	2	0,62	0,38	4,5	16,5	1,3	5,5	0,07	2225,2	5,96	22,66	142,7
ТП2	1600	2	0,62	0,38	4,5	16,5	1,3	5,5	0,07	2225,2	5,96	22,66	142,7
ТП3	1000	2	0,63	0,4	3,3	11,6	3	5,5	0,07	2225,2	5,4	15,45	122,1
ТП4	1000	2	0,63	0,4	3,3	11,6	3	5,5	0,07	2225,2	5,4	15,45	122,1
ТП5	1000	2	0,63	0,4	3,3	11,6	3	5,5	0,07	2225,2	5,4	15,45	122,1
ТП6	1000	2	0,63	0,4	3,3	11,6	3	5,5	0,07	2225,2	5,4	15,45	122,1
ТП7	630	2	0,76	0,58	2,27	7,6	2	5,5	0,07	2225,2	3,15	10,03	81,1
ТП8	630	2	0,52	0,27	2,27	7,6	2	5,5	0,07	2225,2	3,15	10,03	67,2
ТП9	630	2	0,79	0,62	2,27	7,6	2	5,5	0,07	2225,2	3,15	10,03	82,9
ТП10	1600	2	0,56	0,31	4,5	16,5	1,3	5,5	0,07	2225,2	5,96	22,66	135,7
ТП11	1000	2	0,7	0,49	3,3	11,6	3	5,5	0,07	2225,2	5,4	15,45	128,3
ТП12	1000	2	0,7	0,49	3,3	11,6	3	5,5	0,07	2225,2	5,4	15,45	128,3
ТП13	630	2	0,49	0,24	2,27	7,6	2	5,5	0,07	2225,2	3,15	10,03	65,9
ТП14	630	2	0,62	0,38	2,27	7,6	2	5,5	0,07	2225,2	3,15	10,03	72,2
ТП15	1000	2	0,52	0,27	3,3	11,6	3	5,5	0,07	2225,2	5,4	15,45	113,2
ТП16	630	2	0,57	0,32	2,27	7,6	2	5,5	0,07	2225,2	3,15	10,03	69,5
ТП17	630	2	0,47	0,22	2,27	7,6	2	5,5	0,07	2225,2	3,15	10,03	65
ТП18	1000	2	0,62	0,38	3,3	11,6	3	5,5	0,07	2225,2	5,4	15,45	120,7
ТП19	1000	2	0,62	0,38	3,3	11,6	3	5,5	0,07	2225,2	5,4	15,45	120,7
ТП20	1000	2	0,57	0,32	3,3	11,6	3	5,5	0,07	2225,2	5,4	15,45	116,6
ТП21	1000	2	0,55	0,3	3,3	11,6	3	5,5	0,07	2225,2	5,4	15,45	115,2
ТП22	1000	2	0,72	0,52	3,3	11,6	3	5,5	0,07	2225,2	5,4	15,45	130,4
Итого													2024,5	5288,3

Результаты расчетов внешнего и внутреннего электроснабжения сведены в таблицу 4.9.

Из таблицы 4.9 видно, что второй вариант схемы внутризаводского электроснабжения при напряжении ВН ГПП равном 220 кВ является наиболее экономичным по сравнению с остальными вариантами, поэтому электроснабжение завода производим этим вариантом.

4.5 Краткое описание принятой системы электроснабжения

Питание комплекса цехов площадки завода производится от ПС энергосистемы «Павлодарская». Питание внутри комплекса производится на напряжении 10 кВ, для чего на ГПП установлены 2 трансформатора ТДН 80000 220/10, понижающие напряжение с 220 кВ до 10 кВ. Принципиальная схема электроснабжения комплекса приведена на формате А1.

Таблица 4.9 Сравнение вариантов
Вариант		ДЭ,	G,
	К	С?	З
	тыс. тенге	тыс. кВт·ч	т
Внешнее электроснабжение
Вариант №1 - 110 кВ
Линии	19708	3766,1	6229,6	848	42
Трансформаторы ГПП	39567	15182	20128,2	3446,5
Итого по варианту	59275	18948	26358	4294,5	42
Вариант №2 - 35 кВ
Линии	45537,9	14391	20083,5	3422	100
Трансформаторы ГПП	36108,6	12641	17154,2	2833,8
Итого по варианту	81647	27032	37238	6255,8	100
Вариант №3 - 220 кВ
Линии	37106	1974	6612,3	292	42
Трансформаторы ГПП	43054	13000	18381,7	3284,7
Итого по варианту	80160	14974	24994	3576,7	42
Внутреннее электроснабжение
Вариант №1
Кабельные линии	41541,1	1782,3	6975	243,98	9,7
Выключатели	18125,3	797,5	3063,2
Цеховые трансформаторы	120189	13184	28207,6	2024,5
Итого по варианту	179856	15764	38246	2268,48	9,7
Продолжение таблицы 4.9
Вариант №2
Кабельные линии	16981,4	2648	4770,6	591,88	6,77
Выключатели	12581,3	553,6	2126,3
Цеховые трансформаторы	120189	13184	28207,6	2024,5
Итого по варианту	149752	16385	35105	2616,38	6,8
Вариант №3
Кабельные линии	18072,1	2846,8	5105,9	591,88	10,4
Выключатели	12581,3	553,6	2126,3
Цеховые трансформаторы	120189	13184	28207,6	2024,5
Итого по варианту	150843	16584	35440	2616,38	10
Система электроснабжения
Вариант №1 - 110/10 кВ	239131	34712	64603,6	6562,98	51,7
Вариант №2 - 110/10 кВ	209027	35334	61462,3	6910,88	48,8
Вариант №3 - 110/10 кВ	210118	35533	61797,6	6910,88	52,4
Вариант №4 - 35/10 кВ	261502	42796	75483,5	8524,28	110
Вариант №5 - 35/10 кВ	231399	43417	72342,2	8872,18	107
Вариант №6 - 35/10 кВ	232489	43616	72677,5	8872,18	110
Вариант №7- 220/10 кВ	260016	30737	63240	5845,18	51,7
Вариант №8 - 220/10 кВ	229912	29385	60099	5901,08	6,77
Вариант №9 - 220/10 кВ	231003	29584	60434	5901,08	10,4

5. Проектирование силовых сетей цеха

5.1 Определение расчетных электрических нагрузок по цеху в целом и по узлам питания

5.1.1 Определение расчетных силовых нагрузок цеха. Расчетной электрической нагрузкой называется такая неизменная во времени нагрузка, которая вызывает такой же перегрев проводников над окружающей температурой или тепловой износ изоляции, как и реальная переменная во времени нагрузка.

В дипломной работе для определения расчетных электрических силовых нагрузок используется метод упорядоченных диаграмм, как наиболее точный метод. Кроме того, его применение обусловлено еще и тем, что имеется достаточный объем исходных данных для проектирования: заданы единичные номинальные мощности и количество электроприемников и известен режим их работы.

Все электроприемники цеха разбиваются на две группы:

а) группа А - в нее входят электроприемники, имеющие переменный график нагрузки и работающие в кратковременном и повторно-кратковременном режимах (металлообрабатывающие станки, подъемно-транспортное оборудование, сварочные аппараты и машины, прессы, молоты, индукционные закалочные установки и т.п.);

б) группа Б - в нее входят электроприемники, работающие в продолжительном режиме с маломеняющимся графиком нагрузки (вентиляторы, насосы, компрессоры, нагревательные устройства т. п.).

Кроме того, в пределах каждой группы электроприемники делятся еще на характерные подгруппы, имеющие одинаковый режим работы и показатели: коэффициент использования активной мощности к_иi и коэффициент мощности cosц_i. Эти показатели для каждой характерной подгруппы определяются по справочной литературе [10], [12].

В соответствии с методом упорядоченных диаграмм для каждой характерной подгруппы электроприемников в обеих группах А и Б определяются средние нагрузки:

Активную мощность Р_{срi ,} кВт определяем по формуле

Р_срi = К_иi.•?Р_ном.i , (5.1)

где ?Р_ном.i - суммарная номинальная мощность электроприемников характерной подгруппы, кВт;

К_иi - коэффициент использования активной мощности, [10].

Подставляя известные значения в формулу (5.1), получаем

Р_срi = 0,14 • 26,55 = 5,31 кВт.

Реактивная мощность Q_срi, квар определяется по формуле

Q_срi = tgц_i• Р_{срi ,} (5.2)

где tgц_i - коэффициент реактивной мощности, соответствующий cosцi электроприемников характерной подгруппы.

Подставляя известные величины в формулу (5.2), получаем

Q_срi = 1,333• 5,31 = 7,08 квар.

Расчетная активная нагрузка, вычисляемая по методу упорядоченных диаграмм Р_р, кВт определяется по формуле

Р_р = К_м.а.•?Р_ср.i , (5.3)

где К_м.а - коэффициент максимума активной мощности определяемый по [10].

Подставляя известные величины в формулу (5.3), получаем

Р_р = 3,5 • 47 = 164,5 кВт.

Коэффициент максимума К_м.а для электроприемников группы А является функцией двух величин: коэффициента использования по группе К_и.г.А и эффективного числа электроприемников n_эф в группе.

Значение коэффициента использования по группе К_и.г.А определяется по соотношению

. (5.4)

Эффективное число электроприемников n_эф - есть число равных по мощности электроприемников с одинаковым режимом работы, которые при той же суммарной номинальной мощности обусловливает ту же величину расчетной нагрузки, что и данная рассматриваемая группа различных по номинальной мощности и режиму работы электроприемников.

Значение n_эф определяется по формуле

. (5.5)

Формулу (5.5) целесообразно использовать для определения n_эф при действительном числе электроприемников менее десяти в группе. В противном случае применяются упрощенные методы определения n_эф.

Определяется число m, равное отношению номинальной мощности наибольшего по мощности электроприемника р_{ном.наиб,} кВт к номинальной мощности наименьшего по мощности электроприемника р_{ном.наим} кВт, т. е.

= = 15.

При определении числа m из действительного числа электроприемников могут быть исключены те электроприемники наименьшей номинальной мощности в рассматриваемой группе, суммарная номинальная мощность которых меньше 5 % суммарной номинальной мощности ?Р_ном.i всех электроприемников.

Так как число m > 3 и коэффициент использования по группе К_и.гА < 0,2, то эффективное число электроприемников определяется по формуле

(5.6)

Определение n_эф по формуле (5.6) производится в следующем порядке:

а) из действительного числа электроприемников n выбирается наибольший по мощности электроприемник;

б) определяется количество электроприемников n₁, у которых номинальная мощность каждого равна или больше половины мощности наибольшего из них;

в) вычисляется суммарная номинальная мощность этих электроприемников ?Р_ном.1 , кВт.

Вычислив значения К_и.гА и n_эф для приемников группы А, по [10] определяется значение коэффициента максимума К_ма по таблице. Расчетная реактивная нагрузка Q_р.А, квар электроприемников группы А определяется в зависимости от значения n_эф следующим образом:

а) если n_эф >10, то Q_р.А = ?Q_ср.i.А ;

б) если n_эф <10, то Q_р.А = 1,1•?Q_ср.i.А.

Тогда расчетная реактивная нагрузка будет равна

Q_р.А = 1,1 • 73 = 80 квар.

5.1.2 Определение расчетных осветительных нагрузок цеха. Значение расчетной активной осветительной нагрузки Р_р.о, кВт предварительно определяется методом удельной мощности на единицу площади по формуле

Р_р.о = Р_ном.о • К_с.о , (5.7)

где Р_ном.о - номинальная мощность осветительной нагрузки, кВт;

К_с.о - коэффициент спроса осветительной нагрузки, определяемый по [7].

Номинальная мощность осветительной нагрузки определяется по формуле

Р_ном.о = р_уд • F, (5.8)

где р_уд - удельная мощность освещения на единицу производственной площади, кВт/м²,определяемая по [7];

F - площадь цеха, м².

Подставив в формулу (5.8) известные величины, получим

Р_ном.о = 14,3•10^-3• 1344 = 18,82 кВт.

Тогда подставив данные в формулу (5.7), определим значение расчетной активной осветительной нагрузки

Р_р.о = 18,82 • 0,95 = 17,88 кВт.

Расчетная реактивная осветительная нагрузка Q_р.о, квар определяется по формуле (если предполагается установка для освещения газоразрядных источников света)

Q_р.о = Р_р.о • tgц_о, (5.9)

где tgц_о - коэффициент реактивной мощности, соответствующий коэффициенту мощности cosц_о = 0,9 с учетом индивидуальной или групповой компенсации реактивной мощности источников света.

Подставляя известные величины в формулу (5.9), получаем

Q_р.о = 17,88 • 0,33 = 5,9 квар.

Расчетные нагрузки по цеху в целом активная Р_р.ц и реактивная Q_р.ц определяются суммированием расчетных нагрузок силовых электроприемников групп А и Б и нагрузки освещения, т. е.

Р_р.ц = Р_р.А + Р_{р Б} + Р_р.о = 164,5+66+17,88 = 248,38 кВт,

Q_р.ц = Q_р.А + Q_{р Б} + Q_р.о = 80+87,98+5,9 = 174,18 квар.

Полная расчетная нагрузка цеха S_р.ц, кВ•А определяется по формуле

(5.10)

Полученные значения подставляем в формулу (5.10) и получаем

= 303,37 кВ•А.

По значению полной расчетной нагрузки определяется мощность цехового трансформатора (при необходимости его установки), а также сечение питающей цех линии.

Чтобы выбрать сечение линии, необходимо вычислить расчетный ток в ней, который определяется по формуле

. (5.11)

Подставив данные в формулу (5.11), получим значение расчетного тока

= 437,88 А.

Для выбора и проверки коммутационно-защитной аппаратуры необходимо знать пиковую (кратковременную) нагрузку. Пиковой нагрузкой группы электроприемников называется кратковременная нагрузка длительностью 1-2 с, обусловленная пуском электродвигателей, эксплуатационными короткими замыканиями электросварочных аппаратов и т.п. Пиковый ток группы электроприемников (в данном случае цеха), работающих при отстающем токе i_пик, А определяется по формуле

I_пик = I_р.ц - к_и • I_{ном.наиб} + I_п.наиб, (5.12)

где к_и - коэффициент использования наибольшего по мощности электро-

приемника в группе (цехе);

I_{ном.наиб} - номинальный ток наибольшего по мощности электропри-

емника, А;

I_п.наиб - пусковой ток наибольшего по мощности электроприемника, А.

Подставив известные величины в формулу (5.12), получим

I_пик = 437,88 - 0,1 • 75,1 + 7•75 = 956 А.

Номинальный ток электроприемника, наибольшего по мощности в группе (цехе) определяется по формуле

(5.13)

где - номинальный коэффициент полезного действия для

электродвигателей равным 0,9.

Подставив известные величины в формулу (5.13), получим

= 75 А.

5.2 Выбор и расчет питающей сети цеха

5.2.1 Разработка схемы питающей сети. Чтобы разработать схему питающей сети следует:

- выбрать типы узлов питания (распределительные пункты, шинопроводы, силовые шкафы) и их количество, которое будет зависеть от действительного числа электроприемников в цехе и от того, сколько электроприемников допускается присоединять к одному узлу питания;

- определить места расположения узлов питания по площади цеха. Узлы питания располагаются чаще всего возле стен или колон, возможно ближе к питаемой ими группе электроприемников;

- разработать схему питающей сети (радиальную, магистральную или смешанную) и обосновать выбор той или иной схемы. Разработанную схему питающей сети следует показать на плане цеха, указав номера узлов питания и номера питающих линий, соединяющих источник питания цеха с соответствующим узлом питания;

- определить расчетные нагрузки по узлам питания и по линиям питающей сети по методике, приведенной выше, результаты расчетов также свести в таблицу 5.1. Коэффициенты использования К_и и коэффициенты мощности cosц для электроприемников, получающих питание от узла нагрузки, принимаются те же, что и при расчете нагрузок цеха.

Для приема и распределения электроэнергии к группам электроприемников в сетях напряжением до 1 кВ применяются силовые распределительные пункты типа ПР и силовые шкафы типов СП и ШРС.

Силовые шкафы и распределительные пункты выбираются с учетом условий окружающей среды рабочей зоны цеха, количества подключаемых к ним электроприемников и их расчетной нагрузки, причем номинальный ток шкафа или пункта должен быть больше или равен расчетному току группы электроприемников.

По способу установки распределительные пункты серии ПР изготовляются навесными и напольными, защищенными с уплотнением и с автоматическими выключателями. Их рекомендуется применять в условиях частых аварийных отключений, при автоматизации управления, для избирательного действия защиты, если оно не обеспечивается предохранителями. В остальных случаях рекомендуется применять силовые шкафы с плавкими предохранителями.

5.2.2 Выбор конструктивного исполнения сети. Основными требованиями при выборе типа способа прокладки различных проводников (кабелей, проводов и шинопроводов) являются: стойкость изоляции проводников, наружных покровов к воздействиям окружающей среды, механическая прочность, электробезопасность и пожаробезопасность, гибкость изменения схемы сети и трасс питания отдельных линий к электроприемникам, минимальные годовые затраты на монтаж сети.

Для питающих линий, прокладываемых внутри помещений с нормальной средой, рекомендуется принимать к установке кабели с алюминиевыми жилами, с резиновой или пластмассовой изоляцией, в поливинилхлоридной или резиновой оболочках, бронированные и небронированные. Допустимые длительные токовые нагрузки для указанных кабелей приведены в ПУЭ, а также можно воспользоваться данными [10].

5.2.3 Выбор аппаратов защиты. Согласно [11] аппаратом защиты называется аппарат, автоматически отключающий защищаемую электрическую

цепь при ненормальных режимах.

В качестве аппаратов защиты должны применяться автоматические выключатели или предохранители. Во всех случаях, когда не требуется автоматического восстановления питания, рекомендуется применять предохранители, как более простые и дешевые по сравнению с автоматическими выключателями.

Номинальные токи плавких вставок предохранителей и токи уставок автоматических выключателей, служащих для защиты отдельных участков сети, во всех случаях следует выбирать по возможности наименьшими по расчетным токам этих участков, но таким образом, чтобы аппараты защиты не отключали электроустановки при кратковременных перегрузках.

Номинальный ток защищающего от перегрузки теплового расцепителя автоматического выключателя выбирают только по длительному расчетному току линии

I_{ном.раб} ? I_дл . (5.14)

Номинальный ток электромагнитного I_{эл.расц} , А или комбинированного расцепителя автоматических выключателей выбирают также по длительному расчетному току линии по условию

I_{эл.расц} ? I_дл. (5.15)

Ток срабатывания (отсечки) электромагнитного или комбинированного расцепителя I_{сраб.эл}, А проверяется по максимальному кратковременному (пиковому) току линии по условию

I_{сраб.эл} ? 1,25 • I_кр . (5.16)

Производим проверку вышеуказанных условий, подставив известные значения формулы (5.14) - (5.16)

I_{ном.раб} = 1000 А ? I_дл = 437,88 А,

I_{эл.расц} = 600 А ? I_дл = 437,88 А,

I_{сраб.эл} = 1600 А ? 1,25 • I_кр. = 1,25 • 956 = 1195 А.

5.2.4 Выбор сечений кабелей питающих линий. При нормальных условиях прокладки проводников К_защ = 1 и условия выбора упрощаются

I_доп ? I_р , (5.17)

I_доп ? К_защ • I_защ. (5.18)

По формулам (5.17) и (5.18)производим проверку условий

I_доп = 230 А ? I_р = 219 А,

I_доп = 230 А ? К_защ • I_защ.= 219 А.

Если последнее условие выбора сечения не выполняется, то принимается следующее стандартное сечение кабеля или провода.

Выбранные сечения питающих кабельных линий проверяются на потерю напряжения ?U_п, % по формуле

,(5.19)

где I_р - расчетный ток линии, А;

? - длина линии, км;

r₀, x₀ - соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления линии, Ом/км;

cosц, sinц - коэффициенты мощности нагрузки линии.

Выбор аппаратов защиты и сечений кабелей для питающих линий сводится в таблицу 5.2.

Подставив в формулу (5.19) известные данные, определим потерю напряжения ?U_п, %

= 3,3 %.

5.3 Расчет распределительной сети цеха

Сети, осуществляющие электроснабжение электроприемников от узлов питания цеха, называются распределительными сетями. Они, чаще всего, выполняются изолированными проводами, проложенными в трубах. Для прокладки в трубах рекомендуется применять изолированные провода марок АПВ, АПРТО, АПР и др.

Расчет распределительной сети включает в себя: определение расчетных нагрузок линий до электроприемников, выбор защитных аппаратов и аппаратов управления.

Таблица 5.1 Определение нагрузок в целом по цеху и узлам питания
Номер линии	Назнач. линии	№ цеха по плану	Рн, кВт	Рн, кВт	Ки	cosц	tgц	Рср, кВт	Qсp, квар	m	Ки	n	Кма	Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВ•А	Ip А
			Группа А
Л0	Ввод	2	Сварочные агрегаты	8,85	26,55	0,2	0,6	1,333	5,31	7,08
		3	Токарные автоматы	10	30	0,14	0,5	1,732	4,2	7,27
		4	Зубофрезерные станки	20	60	0,17	0,65	1,169	10,2	11,92
		5	Круглошлифовальные станки	5	15	0,14	0,5	1,732	2,1	3,64
		6	Заточные станки	1,5	4,5	0,14	0,5	1,732	0,63	1,09
		7	Сверлильные станки	3,4	6,8	0,14	0,5	1,732	0,95	1,65
		8	Фрезерные станки	7,5	45	0,14	0,5	1,732	6,3	10,91
		9	Плоскошлифовальные станки	17,2	34,4	0,14	0,5	1,732	4,82	8,35
		10	Строгальные станки	4,5	13,5	0,14	0,5	1,732	1,89	3,27
		11	Фрезерные станки	7,5	30	0,14	0,5	1,732	4,2	7,27
		12	Расточные станки	4	12	0,14	0,5	1,732	1,68	2,91
		13	Краны мостовые	23,24	46,48	0,1	0,5	1,732	4,65	8,05
		Итого по группе А	112,69	324,23				47	73	15	0,14	3	3,5	164,5	80,3	183,1
			Группа Б
		1	Вентиляторы	55	110	0,6	0,8	1,333	66	87,98
		Итого по группе Б						66	87,98				1	66	88	110
			Освещение												17,88	5,9	18,83
		Итого по цеху												248,4	174	303,4	437,9
Л1	ТП-ШРА1	1	Вентиляторы	55	110	0,6	0,8	0,75	66	49,5
		2	Сварочные агрегаты	14	42	0,2	0,6	1,333	8,4	11,2
		3	Токарные автоматы	10	30	0,14	0,5	1,732	4,2	7,27
		4	Зубофрезерные станки	20	60	0,17	0,65	1,169	10,2	11,92
		5	Круглошлифовальные станки	5	15	0,14	0,5	1,732	2,1	3,64
		Итого по Л1	104	257				91	84	11	0,35	4	2	182	92,4	204,1	294,6
Л2	ТП-ШРА2	6	Заточные станки	1,5	4,5	0,14	0,5	1,732	0,63	1,09
		7	Сверлильные станки	3,4	6,8	0,14	0,5	1,732	0,95	1,65
		8	Токарные станки	12	72	0,14	0,5	1,732	10,08	17,46
		9	Плоскошлифовальные станки	17,2	34,4	0,14	0,5	1,732	4,82	8,35
		10	Строгальные станки	4,5	13,5	0,14	0,5	1,732	1,89	3,27
		11	Фрезерные станки	7,5	30	0,14	0,5	1,732	4,2	7,27
		12	Расточные станки	4	12	0,14	0,5	1,732	1,68	2,91
		13	Краны мостовые	23,23	46,475	0,1	0,5	1,732	4,65	8,05
		Итого по Л2	38,6	131,2				18	32	15	0,14	3	3,5	63	35,2	72,17	104,2
Л3		1	Вентиляторы	55	110	0,14	0,5	1,732	15,4	26,67				4,3	66,22	29,3	72,43	104,54
Л4		2	Вентиляторы	55	110	0,14	0,5	1,732	15,4	26,67				4,3	66,22	29,3	72,43	104,54
Л5		3	Сварочные агрегаты	14	42	0,14	0,5	1,732	5,88	10,18				4,3	25,284	11,2	27,65	39,91
Л6		4	Сварочные агрегаты	14	42	0,14	0,5	1,732	5,88	10,18				4,3	25,284	11,2	27,65	39,91
Л7		5	Сварочные агрегаты	14	42	0,14	0,5	1,732	5,88	10,18				4,3	25,284	11,2	27,65	39,91
Л8		6	Токарные автоматы	10	30	0,14	0,5	1,732	4,2	7,27				4,3	18,06	8	19,75	28,51
Л9		7	Токарные автоматы	10	30	0,14	0,5	1,732	4,2	7,27				5,3	22,26	8	23,65	34,14
Л10		8	Токарные автоматы	10	30	0,14	0,5	1,732	4,2	7,27				6,3	26,46	8	27,64	39,89
Л11		9	Зубофрезерные станки	20	60	0,14	0,5	1,732	8,4	14,55				7,3	61,32	16	63,37	91,47
Л12		10	Зубофрезерные станки	20	60	0,14	0,5	1,732	8,4	14,55				8,3	69,72	16	71,53	103,24
Л13		11	Зубофрезерные станки	20	60	0,14	0,5	1,732	8,4	14,55				9,3	78,12	16	79,74	115,09
Л14		12	Круглошлифовальные станки	5	15	0,14	0,5	1,732	2,1	3,64				10,3	21,63	4	22	31,75
Л15		13	Круглошлифовальные станки	5	15	0,14	0,5	1,732	2,1	3,64				11,3	23,73	4	24,07	34,74
Л16		14	Круглошлифовальные станки	5	15	0,14	0,5	1,732	2,1	3,64				12,3	25,83	4	26,14	37,73
Л17		15	Заточные станки	12	72	0,14	0,5	1,732	10,08	17,46				13,3	134,06	19,2	135,43	195,48
Л18		16	Заточные станки	12	72	0,14	0,5	1,732	10,08	17,46				14,3	144,14	19,2	145,42	209,9
Л19		17	Заточные станки	12	72	0,14	0,5	1,732	10,08	17,46				15,3	154,22	19,2	155,42	224,33
Л20		18	Сверлильные станки	1,5	4,5	0,14	0,5	1,732	0,63	1,09				16,3	10,269	1,2	10,34	14,92
Л21		19	Сверлильные станки	1,5	4,5	0,14	0,5	1,732	0,63	1,09				17,3	10,899	1,2	10,96	15,82
Л22		20	Токарные станки	3,4	6,8	0,14	0,5	1,732	0,95	1,65				18,3	17,385	1,82	17,48	25,23
Л23		21	Токарные станки	3,4	6,8	0,14	0,5	1,732	0,95	1,65				19,3	18,335	1,82	18,42	26,59
Л24		22	Токарные станки	3,4	6,8	0,14	0,5	1,732	0,95	1,65				20,3	19,285	1,82	19,37	27,96
Л25		23	Токарные станки	3,4	6,8	0,14	0,5	1,732	0,95	1,65				21,3	20,235	1,82	20,32	29,33
Л26		24	Токарные станки	3,4	6,8	0,14	0,5	1,732	0,95	1,65				22,3	21,185	1,82	21,26	30,69
Л27		25	Токарные станки	3,4	6,8	0,14	0,5	1,732	0,95	1,65				23,3	22,135	1,82	22,21	32,06
Л28		26	Плоскошлифовальные станки	12	72	0,14	0,5	1,732	10,08	17,46				24,3	244,94	19,2	245,7	354,64
Л29		27	Плоскошлифовальные станки	12	72	0,14	0,5	1,732	10,08	17,46				24,3	244,94	19,2	245,7	354,64
Л30		28	Строгальные станки	17,2	34,4	0,14	0,5	1,732	4,82	8,35				25,3	121,95	9,19	122,29	176,51
Л31		29	Строгальные станки	17,2	34,4	0,14	0,5	1,732	4,82	8,35				25,3	121,95	9,19	122,29	176,51
Л32		30	Строгальные станки	17,2	34,4	0,14	0,5	1,732	4,82	8,35				25,3	121,95	9,19	122,29	176,51
Л33		31	Фрезерные станки	4,5	13,5	0,14	0,5	1,732	1,89	3,27				26,3	49,707	3,6	49,84	71,94
Л34		32	Фрезерные станки	4,5	13,5	0,14	0,5	1,732	1,89	3,27				26,3	49,707	3,6	49,84	71,94
Л35		33	Фрезерные станки	4,5	13,5	0,14	0,5	1,732	1,89	3,27				26,3	49,707	3,6	49,84	71,94
Л36		34	Фрезерные станки	4,5	13,5	0,14	0,5	1,732	1,89	3,27				26,3	49,707	3,6	49,84	71,94
Л37		35	Расточные станки	7,5	30	0,14	0,5	1,732	4,2	7,27				27,3	114,66	8	114,94	165,9
Л38		36	Расточные станки	7,5	30	0,14	0,5	1,732	4,2	7,27				27,3	114,66	8	114,94	165,9
Л39		37	Расточные станки	7,5	30	0,14	0,5	1,732	4,2	7,27				27,3	114,66	8	114,94	165,9
Л40		38	Краны мостовые	4	12	0,14	0,5	1,732	1,68	2,91				28,3	47,544	3,2	47,65	68,78
Л41		39	Краны мостовые	4	12	0,14	0,5	1,732	1,68	2,91				28,3	47,544	3,2	47,65	68,78

Расчетной электрической нагрузкой линии, по которой получает питание электроприемник, является его номинальная мощность.

Суммарная потеря напряжения до электроприемника ?U_?,% складывается из потери напряжения в питающей линии ?U_п,% и потери напряжения в распределительной линии ?U_р,% по формуле

?U_? = ?U_п + ?U_р.(5.20)

Подставив данные в формулу (5.20), найдем суммарную потерю напряжения до электроприемника ?U_?,%

?U_? = 3,3 + 0,08 = 3,38%.

6. Проектирование искусственного освещения цеха

6.1 Светотехнический расчет освещения

6.1.1 Размещение светильников. При системе общего освещения применяется равномерное размещение светильников, при котором обеспечивается достаточная равномерность освещенности по всей площади помещения в целом.

Наилучшими вариантами равномерного размещения светильников являются шахматное размещение и по сторонам квадрата (расстояния между светильниками в ряду и между рядами светильников равны). Размещение светильников по сторонам квадрата следует производить по оптимальным значениям относительного расстояния л_э, равного

л_э = L/h,(6.1)

где L - расстояние между светильниками в ряду или ядами люминесцентных светильников, м;

h - высота подвеса светильника над условной рабочей поверхностью, м.

Для светильников с типовыми кривыми силы света, рекомендуемые значения л_э приведены в литературе [6], [7]. Принимаем значение л_э = 1 как оптимальное для ламп ДРЛ.

Расчетная высота h, м определяется по формуле

h = H - h_с - h_р (6.2)

где H - высота помещения (из исходных данных), м;

h_с - расстояние светильника от перекрытия или свес светильника,

м (принимаем 1,2 м);

h_р - высота расчетной поверхности над полом (принята условно

0,8 м);

h - расчетная высота, м.

Подставляя известные значение в формулу (6.2) получаем

h = 9 - 1,2 - 0,8 = 7 м.

Зная расчетную высоту подвеса светильников h и значение л_э, определяем расстояние между светильниками в ряду или между рядами светильников, т.е.

L = л_э • h = 1 · 7= 7 м.

Светильники с «точечными» источниками света (лампы накаливания или ДРЛ) располагают по вершинам квадратных, прямоугольных или треугольных полей. Для освещения помещений, стены и потолок которых имеют невысокие отражающие свойства и ферменными перекрытиями выбираем светильники прямого света типа «Глубокоизлучатель». Типовая кривая силы света: глубокая. Светильник глубокого светораспределения, что позволяет направить основную часть светового потока на рабочие поверхности. Для ослабления слепящего действия выбираем светильники с защитным углом 15є типа: РСП05/Г0З.

При прямоугольных полях рекомендуется соблюдать соотношение

,

где L_а - расстояние между светильниками в ряду, м;

L_b - расстояние между рядами светильников, м.

м.

Производим размещение светильников, то есть, определяем число рядов m и количество светильников в одном ряду n, вычисляем общее количество светильников в помещении N, шт.

N = n · m = 7 · 4 = 28 шт.

6.1.2 Выбор освещенности. Выбор освещенности Е, лк производится на основе норм, предусмотренных СНиП II - 4-79. Нормированное значение освещенности зависит от разряда выполняемой в производственном помещении работы, от контраста объекта различения с фоном и от характеристики фона. Разряд зрительной работы определяется наименьшим размером объекта различения. Значения освещенности выбираются по литературе [5], [6], [7]. Принимаем значение Е = 200 лк.

6.1.3 Расчет мощности осветительной установки методом коэффициента использования. Для выбора мощности лампы необходимо рассчитать световой поток лампы, применяя метод коэффициента использования светового потока. Коэффициент использования з показывает, какая часть светового потока ламп попадает на рабочую поверхность.

Коэффициент использования з зависит от типа светильника (КСС), коэффициентов отражения потолка с_п %, стен с_с %, рабочей поверхности с_р % и от индекса помещения i. Индекс помещения определяется по формуле

(6.3)

где А и В - длина и ширина освещаемого помещения, м.

Подставляя известные данные в формулу (6.3) получим

.

По [6] принимаем значение з = 0,73. Значения коэффициентов отражения потолка с_п %, стен с_с %, рабочей поверхности с_р % равны 70, 50,

30 % соответственно.

На основании этого определения световой поток лампы в каждом светильнике Ф, лм, необходимый для обеспечения заданной минимальной освещенности Е, лк определяется по формуле

, (6.4)

где К_з - коэффициент запаса, определяемый по литературе [5];

S - площадь рабочей поверхности помещения, м²;

Z - коэффициент минимальной освещенности, равный отношению средней освещенности Е_ср к нормированной минимальной Е_min (принимаем для ДРЛ Z = 1,15 [7].

Подставляя известные данные в формулу (6.4) получим

лм.

По полученному значению светового потока выбираем мощность лампы так, чтобы номинальный световой поток лампы был равен расчетному или незначительно отличался (± 10 %) от него. Технические характеристики дуговых ртутных ламп высокого давления ДРЛ приведены в [5], [6], [7]. Принимаем к установке лампы ДРЛ700 мощностью 700 Вт каждая со световым потоком 38500 лм.

Поток ламп в каждом светильнике Ф₁, лм зависит от типа выбранного светильника и спектральном типе ламп. Число светильников в ряду N определяется, как

.

6.2 Электроснабжение осветительной сети

6.2.1 Определение расчетных нагрузок освещения.

Расчетная нагрузка питающей осветительной сети определяется по методу коэффициента спроса освещения К_с.о. Данные К_с.о следует принимать по литературе [5], [6].

Установленная мощность осветительной питающей сети Р_ном.о, кВт при известном количестве ламп в помещении N определяется по формуле

Р_ном.о = Р_ном.л N = 700 • 28= 19600 Вт. (6.5)

При определении Р_р.о для сетей с газоразрядными лампами необходимо учесть потери мощности в пускорегулирующих аппаратах (ПРА), которые учитываются коэффициентом К_ПРА (принимаем для ламп ДРЛ К_ПРА = 1,1)_, т.е.

Р_р.о = Р_ном.о• К_с.о• К_ПРА. (6.6)

Определяем реактивную мощность, квар

. (6.7)

Полная мощность равна, кВ·А

. (6.8)

По известным формулам (6.6) - (6.8) определяем расчетные нагрузки на распределительных линиях

Р_р.о = 19600 • 0,95 • 1,1 = 20482 Вт,

квар,

кВ·А.

Расчетная нагрузка групповых (распределительных) линий определяется аналогично, но в формулу (6.5) вместо общего количества ламп в помещении N подставляется количество ламп n в одном ряду. Кроме того, коэффициент спроса К_с.о для групповых сетей освещения принимается равным единице. По известным формулам (6.6) - (6.8) определяем расчетные нагрузки на распределительных линиях

Р_ном.о = Р_ном.л • N = 700 • 7= 4900 Вт,

Р_р.о = Р_ном.о• К_с.о• К_ПРА = 4900 • 1 • 1,1 = 4900 Вт.

вар,

кВ·А.

6.2.2 Определение сечений проводников питающей и распределительной сетей. Выбор сечений проводников осветительной сети производится по условию механической прочности и по нагреву.

Наименьшие допустимые сечения проводников по механической прочности приведены в литературе [6].

Выбор сечения проводника по нагреву производится по условию

I _доп ? I_р (6.9)

где I_доп - длительно допустимый ток выбранного сечения проводника,

А;

I_р - расчетный ток линии, А.

Расчетный ток в линии, прохождение которого вызывает нагрев проводника, определяется по формуле (как для трехфазной сети, с нулем и без нуля, при равномерной нагрузке фаз)

.

где - полная мощность нагрузки одной линии, кВ·А;

cosц - коэффициент мощности нагрузки;

U_л - линейное напряжение сети, В.

Полученные значения расчетных токов сравниваются по условию (6.9) с длительно допустимыми токами для проводов и кабелей, приведенными в литературе [1], [4], [6]. Предварительно принимаем сечение провода питающей линии 4 мм² с I _доп = 27 А, что подходит по условию.

Одной из важных задач по проектированию осветительных сетей является обеспечение у ламп необходимого уровня напряжения, установленного нормативными документами, так как это зависит от сечений проводников.

Для этой цели производится расчет осветительной сети по потере напряжения. Полученное значение расчетной потери напряжения ДU_р?,% сравнивается с допустимой (располагаемой) потерей напряжения ДU_доп,%, то есть должно выполняться условие

ДU_доп ? ДU_р?. (6.10)

Допустимые потери напряжения осветительной сети ДU_доп, % зависят от мощности трансформатора S_ном.т , коэффициента его загрузки К_з , и коэффициента мощности нагрузки cos ц и приведены в литературе [5], [6].

При заданных номинальном напряжении сети и материале проводника потеря напряжения на каждом участке питающей сети ДU_{расч.п.с}, % определяется по формуле

(6.11)

где М - момент нагрузки, кВт•м;

с - коэффициент сети, зависящий от номинального напряжения сети, системы сети и рода тока, материала проводника, значения которого приведены в литературе [5], [6];

s - сечение проводника, мм².

Момент нагрузки питающей линии М, кВт•м равен произведению мощности нагрузки S, кВ·А на длину линии L, м

М = S • L. (6.12)

Подставляя в формулы (6.12) - (6.11) известные данные для питающей линии получим

М = 21,6 • 14 = 302,4 кВ·А·м,

Потеря напряжения в распределительной (групповой) линии ДU_{расч.р.с},%

(6.13)

где m - момент нагрузки распределительной линии, кВт•м.

Момент нагрузки распределительной (групповой) линии расчитываем по формуле (6.12). Подставляя известные данные получим следующие моменты групповых линий

m₁ = 5,2 · 24 = 124,8 кВ·А·м,

m₂ = 5,2 · 17 = 88,4 кВ·А·м,

m₃ = 5,2 · 10 = 52 кВ·А·м,

m₄ = 5,2 · 3 = 15,6 кВ·А·м.

Подставляя известные моменты в формулу (6.13) получим следующие значения потерь напряжения в групповых линиях

Суммарная потеря напряжения на последней лампе ДU_р?, % равна сумме потерь напряжения в питающей и распределительной сетях, т.е.

ДU_р? = ДU_{расч.п.с} + ДU_{расч.р.с}. (6.14)

По выражению (6.14) находим суммарные потери напряжения

ДU_р?1 = 0,26 + 0,68= 0,94 %,

ДU_р?2 = 0,26+0,48 = 0,74 %,

ДU_р?3 = 0,26+0,28 = 0,54 %,

ДU_р?4 = 0,26+0,08 = 0,34 %.

7. Релейная защита

7.1 Расчет защиты синхронного двигателя

При работе двигателей мощностью до 2000 кВт возникают следующие нарушения нормальных режимов работы:

- многофазные КЗ в двигателе и на его выводах (токовая отсечка с одним реле, включенным на разность фазных токов);

- замыкания на землю (максимальная токовая нулевой последовательности);

- перегрузка (однофазная максимальная токовая);

- снижение напряжения при КЗ или при ошибочных действиях персонала (защита минимального напряжения);

- синхронный режим работы (максимальная токовая защита от перегрузки).

7.1.1 Защита при междуфазных КЗ в двигателе и на его выводах . Определяем ток срабатывания защиты по формуле

I_с.з= (7.1)

где к_отс- коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,1;

I- номинальный ток двигателя принимаем из расчета токов КЗ по

вариантам, равный 42 А;

к- кратность пускового тока, принимаем равным 5;

к- коэффициент включения принимаемый 0,8.

Подставив известные значения в формулу (7.1), получим

I_с.з= =157,7 А.

Далее определяем ток срабатывания реле по формуле

I_ср = ,(7.2)

где k_сх - коэффициент схемы, принимается равным ;

n- коэффициент трансформации тока равный 20.

Подставляем данные в формулу (7.2), получим

I_ср = = 13,6 А.

По полученным данным выбираем реле РТ - 40/50.

7.1.2 Защита от замыкания на землю при внешних КЗ.

Расчетный ток замыкания на землю равен

I10 А

7.1.3 Защита при перегрузках. Определяем ток срабатывания защиты по формуле

I_с.з= ,(7.3)

где k_отс- коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,3 при защите

при перегрузках.

Подставив известные значения в формулу (7.3), получим

I_с.з= = 78,75 А.

Подставив известные значения в формулу (7.2), получим значение тока срабатывания реле I_с.р, А

I_ср = = 6,8 А.

Выдержку времени на отключение ответственных двигателей принимаем равной 15 с.

7.1.4 Снижение напряжения при КЗ или при ошибочных действиях персонала

U=(0,60,7)U, (7.4)

U, (7.5)

где U- номинальное напряжение равное 10 кВ;

к- коэффициент возврата, принимаем 1,2;

к- коэффициент запаса принимаем равным 1,2;

n- коэффициент трансформации трансформатора напряжения равный 100.

Подставив значения в формулы (7.4) и (7.5) получим

U== 6 кВ,

U В

По произведенным расчетам выбираем реле напряжения РН - 54/48.

7.1.5 Синхронный режим работы двигателя

I_с.з =, (7.6)

Подставляем значения в формулу (7.5) получаем

I_с.з ==54,6 А.

Для вновь проектируемого предприятия предполагаем установить более надежную и чувствительную релейную защиту на микропроцессорной базе. Для защиты высоковольтных двигателей принимаем к установке микропроцессорную защиту серии SEPAM 80: М 81 - направленная защита от междуфазных КЗ и замыкания на землю; М 87 - дифференциальная защита двигателя.

8. Выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих частей

8.1 Выключатели

Проверяем выбранные выключатели типа ВМП-10К. Расчетные параметры, номинальные данные выключателей и условия выбора и проверки приведены в таблице 8.1.

Расчетный ток термической устойчивости определяем по условию

где В_к - тепловой импульс тока КЗ, кА²с, определяемый по формуле

где - начальное значение периодической составляющей тока КЗ, кА;

- время отключения, с;

- постоянная времени, с.

Подставляя известные значения в формулу (8.1) получаем