53

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Амурский государственный университет»

(ГОУВПО «АмГУ)

Кафедра энергетики

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: Проектирование системы электроснабжения завода

по дисциплине Электроснабжение промышленных предприятий

Исполнитель

Студент группы 404 С А. В. Коркин

Руководитель

Профессор Н.В. Савина

Нормоконтроль Т. Ю. Ильченко

Благовещенск 2007

РЕФЕРАТ

Работа 66 с, 7 рисунков, 26 таблиц

Предохранитель, автоматический выключатель, кабель, силовой пункт, трансформатор, компенсирующее устройство, шинопровод, троллея.

Курсовой проект состоит из двух частей. В первой части необходимо разработать систему внутреннего электроснабжения предприятия. Во второй части разработать систему низковольтного электроснабжения цеха. Осуществить выбор числа и мощности трансформаторов КТП с учетом компенсации реактивной мощности. Разработать два варианта схемы внутреннего электроснабжения, выбрать номинальное напряжение, сечение линий. Выбрать оптимальный вариант схемы внутреннего электроснабжения. Для низковольтного электроснабжения выбирается и проверяется коммутационно-защитная аппаратура. Строится карта селективности.

ОГЛАВЛЕНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ 5
• 1 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЗАВОДА 6
• 1.1 Классификация и общие характеристики потребителей электроэнергии 6
• 1.2 Расчет трехфазных электрических нагрузок по первому этапу 8
• 1.3 Выбор однолинейной схемы пункта приема электроэнергии и места его расположения 10
• 1.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП 12
• 1.5 Выбор двух вариантов схемы внутреннего электроснабжения 15
• 1.6 Выбор номинального напряжения 17
• 1.7 Выбор сечений линий 10 кВ 20
• 1.8 Выбор оптимального варианта схемы внутреннего электроснабжения 22
• 1.9 Проверка сечений линий 23
• 1.10 Измерение и учет электроэнергии 24
• 2 ПРОЕКТИРОВАНИЕ НИЗКОВОЛЬТНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЦЕХА 27
• 2.1 Расчет трехфазных электрических нагрузок по первому этапу 27
• 2.2 Расчет центра электрических нагрузок 32
• 2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП с учетом компенсации реактивной мощности 33
• 2.4 Расчет электрических нагрузок для выбора распределительной сети (II этап) 34
• 2.5 Выбор сечений проводников 38
• 2.6 Выбор коммутационно - защитной аппаратуры 39
• 2.7 Проверка сечений проводников и коммутационно - защитной аппаратуры 44
• 2.7.1 Расчет токов короткого замыкания 44
• 2.7.2 Проверка выбранных сечений проводников по потери напряжения 47
• 2.7.3 Проверка шинопроводов на электродинамическую стойкость 48
• 2.7.4 Проверка выбранных автоматических выключателей 49
• 2.7.5 Проверка выбранных предохранителей 50
• 2.8 Построение карты селективности 51
• 2.9 Конструктивное исполнение низковольтной сети 52
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ 53
• БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 54

ВВЕДЕНИЕ

При проектировании распределительной сети промышленного предприятия необходимо учесть компенсацию реактивной мощности и обеспечить надежное электроснабжения потребителей промышленного предприятия.

Под системой электроснабжения промышленного предприятия понимается совокупность электрических сетей всех напряжений, расположенных на территории предприятия и предназначенных для электроснабжения его потребителей.

Проектирование системы внутреннего электроснабжения основывается на общих принципах построения схем внутризаводского распределения электроэнергии. Характерной особенностью схем внутризаводского распределения электроэнергии является большая разветвленность сети и наличие большого количества коммутационно-защитной аппаратуры, что оказывает значительное влияние на технико-экономические показатели и на надежность системы электроснабжения.

1 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЗАВОДА

1.1 Классификация и общие характеристики потребителей электроэнергии

Потребитель электрической энергии - электроприемники (ЭП) или группы ЭП объединенные единым технологическим процессом и размещенные на определенной территории.

Классификация электроприемников: ЭП трехфазного тока напряжение до 1 кВ с частотой 50 Гц; ЭП трехфазного тока напряжением выше 1 кВ с частотой 50 Гц; ЭП трехфазного тока с частотой отличной от промышленной; ЭП однофазного тока напряжением до 1 кВ с частотой 50 Гц; ЭП постоянного тока напряжением до 1 кВ; ЭП постоянного тока напряжением выше 1 кВ.

Систематизация потребителей электроэнергии осуществляется по техническим признакам: производственное назначение, производственные связи, режим работы, мощность, напряжение, род тока, территориальная размещенность, требования к надежности электроснабжения.

По степени надежности потребители электроэнергии разбиваются на три категории:

К первой категории относятся потребители перерыв в электроснабжении, которых, представляет опасность для жизни человека, значительный ущерб народному хозяйству, брак продукции, расстройству сложного технологического процесса, нарушение функций особо важных элементов коммунального хозяйства.

Особая группа выделяется с целью безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения основного дорогостоящего оборудования.

Ко второй категории относятся потребители, перерыв в электроснабжении которых, предполагает массовый недоотпуск продукции, массовый простой рабочих, механизмов и рабочего транспорта.

К третьей категории относятся все остальные потребители электрической энергии.

По режиму работы ЭП могут быть разделены на группы: по сходству режимов, то есть по сходству графиков электрических нагрузок. Деление потребителей на группы позволяет более точно определять электрическую нагрузку.

Различают три характерные группы ЭП:

1. ЭП в режиме продолжительной, неизменной или меняющейся нагрузки;

В этом режиме ЭП могут работать длительное время без превышения температуры отдельных частей электрической машины выше допустимой.

2. Кратковременная нагрузка - не настолько длительная, чтобы температура отдельных частей машины или аппарата могла достигнуть установившегося значения. А период их остановки таков, что они успевают охладиться до температуры окружающей среды.

3. ЭП работающие в режиме повторно кратковременного включения, в этом случае кратковременная работа машины или аппарата чередуется с кратковременными периодами отключения, при этом нагрев не превосходит допустимого, а охлаждение не достигает температуры окружающей среды.

По условию окружающей среды производственные помещения классифицируются:

1 по температуре воздуха: нормальные t<30 ⁰С; жаркие, длительно держится температура выше 30 ⁰С;

2 по влажности среды: сухие, относительная влажность меньше 60 %; влажные относительная влажность больше 60%, но меньше 75 %; сырые, относительная влажность больше 75 %, но меньше 100 %; особо сырые, относительна явлажность равна 100 %;

3 по пыли: нормальная среда; пыльная среда,

4 по врыво и пожароопасности, по пожару и взрыву помещения делятся на категории А и Б - врыво и пожароопасные помещения.

1.2 Расчет трехфазных электрических нагрузок по первому этапу

Определение электрических нагрузок в системе электроснабжения (СЭС) промышленного предприятия выполняют для характерных мест присоединения приёмников электроэнергии. При этом отдельно рассматривают сети напряжением до 1 кВ и выше.

Номинальную мощность (активную P_ном и реактивную Q_ном) группы цехов определяют как алгебраическую сумму номинальных мощностей отдельных цехов.

Групповая номинальная (установленная) активная мощность:

, (1)

гдеn - число цехов.

Групповая номинальная реактивная мощность:

(2)

Средние активные и реактивные мощности цехов:

,

(3)

Суммарные значения средней активной и реактивной мощности цехов:

, (4)

(5)

где m - число цехов.

Определяется расчетная мощность на шинах 6-10 кВ ГПП с учетом коэффициента расчетной нагрузки, для высоковольтной схемы электроснабжения К_р=1.

Расчетные активная и реактивные мощности группы цехов выше 1 кВ:

, (6)

. (7)

Произведем расчет нагрузки по приведенному выше алгоритму. Исходные данные приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Исходные данные

Номер на плане	Наименование цехов	Установленная мощность Рном, кВт	Коэффициент использования ки	tgц
1	2	3	4	5
1	Главный корпус	3000	0,85	0,33
2	Механический цех	3200	0,75	0,48
3	Литейный цех (50% U^ 1 кВ)	5600	0,75	0,48
4	Компрессорная (СД?50% U^ 1 кВ)	4400	0,7	0,62
5	Цех прессовок	3100	0,75	0,48
6	Арматурный цех	2900	0,75	0,48
7	Цех металлопокрытий	1060	0,75	0,48
8	Экспериментальный цех	800	0,4	1,2
9	Котельная	4900	0,6	0,88
10	Бытовая нагрузка поселка	8000	0,85	0,33
11	Осветительная нагрузка поселка	7600	0,85	0,33

Суммарные значения средней активной и реактивной мощности цехов находим по формулам (4) и (5):

Суммарные расчетные активная и реактивная мощности цехов равны:

Р_рУ=34 МВт, Q_рУ=15,81 МВ·Ар.

1.3 Выбор однолинейной схемы пункта приема электроэнергии и места его расположения

Схему ГПП выбирают с учетом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надежности, характера электрических нагрузок и размещения их на генеральном плане предприятия, а также производственных, архитектурно-строительных и эксплуатационных требований. В общем случае схема ГПП включает в себя один или несколько понизительных трансформаторов и РУ высшего, среднего и низшего напряжений. Наиболее простыми и экономичными являются схемы подстанций без сборных шин на высшем напряжении. Такие схемы основаны на блочном принципе и рекомендуются к применению на все напряжения. Схемы с одной системой шин на первичном напряжении 110-220 кВ ГПП применяют при невозможности использовать блочные схемы без выключателей и без сборных шин.

Схемы с двумя системами сборных шин на высшем напряжении применяют в редких случаях на очень мощных ответственных подстанциях, имеющих большое число присоединений, включая транзитные линии. Распределительные устройства с двумя системами шин дороги, сложны в эксплуатации и требуют сложных блокировок.

Когда требуется гибкость оперативных переключений, а также частая ревизия выключателей по условиям их работы, применяют схемы с обходной системой шин. Схемы такого типа не являются характерными для промышленных предприятий, и их применяют на крупных узловых подстанциях районного назначения с большим числом присоединений.

Для разработки экономически целесообразной системы электроснабжения необходимо ГПП установить в центре электрической нагрузки.

Координаты центра электрических нагрузок определяются:

, (8)

. (9)

Таблица 2 -Расчет ЦЭН

Номер на плане	Рр, кВт	Qр, кВ·Ар	Координата х	Координата у
1	2550	841,5	25	98
2	2400	1152	25	62
3	4200	2016	95	94
4	3080	1910	115	59
5	2325	1116	75	59
6	2175	1044	120	16
7	795	381,6	35	13
8	320	384	60	13
9	2940	2587	163	47
ЦЭН	68,6	79,8

На рисунке 1 изображен центр электрических нагрузок.

Рисунок 1 - Определение ЦЭН

Электроснабжение завода осуществляется с шин генераторного напряжения ТЭЦ, линия связи ГПП с ТЭЦ равна шести километрам.

1.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно решается вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть 0,4 кВ.

Выбирается оптимальное число цеховых трансформаторов по минимальному числу цеховых трансформаторов (N_min) по формуле:

, (10)

где Р_р - активная расчетная нагрузка, полученная по методу коэффициента расчетной нагрузки (первый этап) МВт;

N - число трансформаторов,

Кз - коэффициент загрузки трансформаторов, 0,75.

Определяется наибольшая реактивная мощность, которую выгодно передать через трансформаторы с сеть 0,4 кВ:

. (11)

Определяется суммарная мощность низковольтных компенсирующих устройств по первому этапу:

, (12)

где Q_р - реактивная нагрузка полученная по методу коэффициента расчетной нагрузки (первый этап).

Если Q_нку1<0, то первому этапу установка компенсирующих устройств не требуется, тогда Q_нку1=0.

Выбор суммарной мощности НКУ по второму этапу (т.е по этапу снижения потерь электроэнергии в трансформаторе или распределительных сетях)

, (13)

где г - расчетный коэффициент определяется в зависимости от схемы питания КТП и дополнительных показателей К₁ и К₂. Коэффициент отвечает за оптимальное значение потерь в распределительной сети. К₁ - коэффициент зависящий от удельных приведенных затрат на КУ напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ. К₂ - коэффициент определенный схемой сети.

Если Q_нку1<0, то Q_нку1=0.

Определение суммарной мощности НКУ и выбор фактических мощностей компенсирующих устройств.

. (14)

Произведем выбор числа и мощности трансформаторов КТП на примере главного корпуса.

Итак, на КТП устанавливаем два трансформатора, по формуле (10) определим расчетную мощность.

кВ·А.

Номинальная мощность трансформатора равна 2500 кВ·А.

Определяем наибольшую реактивную мощность, которую выгодно передать через трансформаторы с сеть 0,4 кВ:

кВ·Ар.

Определяем суммарную мощность низковольтных компенсирующих устройств по первому этапу:

кВ·Ар,

Q_нку1=0 кВ·Ар.

Выбираем суммарную мощность НКУ по второму этапу (т.е по этапу снижения потерь электроэнергии в трансформаторе или распределительных сетях):

 кВ·Ар,

Q_нку2=0 кВ·Ар.

Суммарная мощность низковольтных компенсирующих устройств равна нулю.

Результаты расчета приведены в таблице.

Таблица 3 - Выбор числа и мощности трансформаторов КТП

Номер на плане	Рр, кВт	Qр, кВ·Ар	Sт, кВ·А	Nт	К2/К1	г	QнкуУ, кВ·Ар	Qнкуфакт, кВ·Ар
1	2550	841	2500	2	19/9	0,23	0	0
2	2400	1152	1600	2	10/9	0,28	1152	2Ч432
3	2100	1008	1600	2	10/9	0,28	112	1Ч108
4	1848	1146	1600	2	10/9	0,28	250	3Ч75
5	2325	1116	1600	2	10/9	0,28	521	1Ч450
6	2175	1044	1600	2	10/9	0,28	148	2Ч75
7	795	381	630	2	7/9	0,3	0	0
8	320	384	250	2	4/9	0,38	194	3Ч50
9	2940	2587	2500	2	10/9	0,23	1437	3Ч450

1.5 Выбор двух вариантов схемы внутреннего электроснабжения

На предприятиях применяются радиальные магистральные и смешанные схемы электроснабжения. Радиальной называется такая схема, в которой к одной линии подключена одна подстанция или один высоковольтный ЭП. Радиальные схемы применяются на предприятиях малой мощности, предприятиях, где нагрузка территориально разбросана и неупорядочена по своему расположению, на предприятиях на которых предъявляются высокие требования к надежности электроснабжения. В радиальных схемах на предприятиях используется глухое присоединение трансформаторов к кабельным линиям. Преимущество радиальных схем - высокая надежность, недостаток - большое количество коммутаций.

Магистральная схема - когда к одной линии подключено несколько понизительных подстанций. Магистральные схемы применяются в тех случаях, когда радиальные схемы являются не целесообразными или на предприятиях средней и крупной мощностей, или при упорядочном расположении электрических нагрузок.

В нашем случае целесообразно применить смешанную схему электроснабжения. В одну магистраль будем подключать не больше трех подстанций. Мартеновский цех и насосную станцию подключаем радиально. Высоковольтная нагрузка запитывается через распределительный пункт.

Два варианта схемы внутреннего электроснабжения завода представлены на рисунках.

Рисунок 2 - Первый вариант схемы электроснабжения



Рисунок 3 - Второй вариант схемы электроснабжения

1.6 Выбор номинального напряжения

Для выбора рационального напряжения используем метод планирования эксперимента. Факторами, наиболее влияющими на рациональное напряжение, являются следующие: суммарная нагрузка предприятия (S_У); средняя длина линии распределительной сети (l_ср); стоимость 1 кВт·года потерь электроэнергии (Дс₀); отношение нагрузки потребителей (6 кВ) ко всей нагрузке предприятия (в), %; отношение числа часов работы предприятия в году Т_г к числу часов использования максимума нагрузки Т_м.

Все влияющие факторы в математических моделях используют в кодированном виде, переход к которому осуществляют по форме:

, (15)

где x_i - кодированное значение фактора;

X_i - действительное значение фактора;

X_i,б - базовый уровень фактора;

ДX_i - шаг варьирования фактора.

Кроме факторов, указанных выше, на выбор рационального напряжения решающее влияние оказывает схема распределения электроэнергии по территории промышленного объекта.

Для магистральной схемы:

(16)

Для определения рационального стандартного напряжения необходимо определить приведенные затраты для ближайшего большего и ближайшего меньшего к расчетному значению нестандартного.

Определение приведенных затрат для стандартных напряжений осуществляется также с помощью математических моделей, полученных с применение теории планирования эксперимента с учетом факторов, перечисленных выше.

Для магистральной схемы:

,(17)

.(18)

Расчет для первого варианта схемы электроснабжения завода.

Таблица 4 - Исходные данные

Суммарная мощность SУ, кВ·А	Средняя длина линии lср, м	Тг, ч	Тм, ч	Дс0, руб/(кВт·год)
37540	0,274	4500	3770	54

Таблица 5 - Расчет факторов

Факторы	Базовый уровень Xi,б	Шаг варьирования ДXi	x1
x1 - SУ, кВ·А	30000	20000	1,377
x2 - lср, км	0,6	0,4	-0,815
x3 - г, руб/(кВт·год)	70	30	-0,533
x4 -в, %	6	4	-1,5
x5 -a	1,3	0,1	-1,06

U_рац=9,661 кВ,

З_У6=129,09 тыс. руб/год,

З_У10=126,752 тыс. руб/год.

Рациональным стандартным напряжением для данной системы электроснабжения является напряжение 10 кВ.

Расчет для второго варианта схемы электроснабжения завода.

Таблица 6 - Исходные данные

Суммарная мощность SУ, кВ·А	Средняя длина линии lср, м	Тг, ч	Тм, ч	Дс0, руб/(кВт·год)
37540	0,274	4500	3770	54

Таблица 7 - Расчет факторов

Факторы	Базовый уровень Xi,б	Шаг варьирования ДXi	x1
x1 - SУ, кВ·А	30000	20000	1,377
x2 - lср, км	0,6	0,4	-0,815
x3 - г, руб/(кВт·год)	70	30	-0,533
x4 -в, %	6	4	-1,5
x5 -a	1,3	0,1	-1,06

U_рац=9,657 кВ,

З_У6=131,5 тыс. руб/год,

З_У10=129,6 тыс. руб/год.

Рациональным стандартным напряжением для данной системы электроснабжения является напряжение 10 кВ.

1.7 Выбор сечений линий 10 кВ

Для выбора сечений кабелей определяется расчетный ток, по таблице выбирается стандартное сечение, соответствующее ближайшему большему току.

Расчетный ток определяется по формуле:

. (19)

Далее определяется длительно допустимый ток для КЛ по выражению:

I_доп = I_{доп. табл.} К₁ К₂, (20)

где К₁ - коэффициент, учитывающий число работающих кабелей проложенных в земле, К₁=0,9;

К₂ - коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды и допустимую температуру кабеля, К₂=1,11.

Условие допустимости по нагреву для КЛ-10 кВ:

I_доп I_наиб. (21)

Выбор сечений кабелей

Проведем расчет на примере магистрали ГПП-КТП1-КТП2-КТП5.

кА,

I_доп=263·0,9·1,11=262,737 А.

Итак, для магистрали ГПП-ТП2-ТП1 выбираем кабель марки АПвП (алюминиевая жила изоляция из сшитого полиэтилена, оболочка из полиэтилена) сечением 95 мм².

Результаты расчета сведены в таблицу.

Таблица 8 - Результаты расчета

Линия	Рр, МВт	Qр, МВ·Ар	Iр, A	Iдоп, A	Марка и сечение кабеля
Первый вариант схемы
ГПП-ТП1-ТП2-ТП5	7,275	3,109	457	466	АПвП (3Ч185)
ГПП-ТП7-ТП8-ТП6	3,29	1,809	217	250	АПвП (3Ч50)
ГПП-ТП3	4,2	2,016	269	310	АПвП (3Ч70)
ГПП-ТП4	3,08	1,91	209	250	АПвП (3Ч50)
ГПП-ТП9	2,94	2,587	226	250	АПвП (3Ч50)
Второй вариант схемы
ГПП-ТП1-ТП2-ТП5	7,275	3,109	457	466	АПвП (3Ч185)
ГПП-ТП7-ТП8	1,115	0,765	78	250	АПвП (3Ч50)
ГПП-ТП3	4,2	2,016	269	310	АПвП (3Ч70)
ГПП-ТП4	3,08	1,91	209	250	АПвП(3Ч50)
ГПП-ТП9-ТП6	5,115	3,631	362	380	АПвП (3Ч120)

1.8 Выбор оптимального варианта схемы внутреннего электроснабжения

Для выбора оптимального варианта системы внутреннего электроснабжения сравним капиталовложения на два варианта сети.

К=УК_0i·l_i, (22)

где К_0i - стоимость кабеля тыс.руб./км;

l_i - длина i-ого участка кабеля.

Таблица 9 - Капиталовложения в сеть

Линия	Длина линии, км	Сечение кабеля	Удельная стоимость, тыс.руб/км	Капиталовложения, тыс.руб.
Первый вариант схемы
ГПП-ТП1-ТП2-ТП5	0,264	АПвП (3Ч185)	639,776	168,9
ГПП-ТП7-ТП8-ТП6	0,462	АПвП (3Ч50)	288,966	133,5
ГПП-ТП3	0,082	АПвП (3Ч70)	366,043	30
ГПП-ТП4	0,231	АПвП (3Ч50)	288,966	66,75
ГПП-ТП9	0,33	АПвП (3Ч50)	288,966	95,36
ИТОГО	494,5
Второй вариант схемы
ГПП-ТП1-ТП2-ТП5	0,264	АПвП (3Ч185)	639,776	168,9
ГПП-ТП7-ТП8	0,297	АПвП (3Ч50)	288,966	85,8
ГПП-ТП3	0,082	АПвП (3Ч70)	366,043	30
ГПП-ТП4	0,231	АПвП(3Ч50)	288,043	66,5
ГПП-ТП9-ТП6	0,495	АПвП (3Ч120)	466,317	230,8
ИТОГО	582

Итак, дешевле первый вариант схемы электроснабжения, его и выбираем для предприятия.

1.9 Проверка сечений линий

Проверка сечений КЛ 10 кВ на термическую стойкость осуществляется следующим образом.

Определяется термически стойкое к токам короткого замыкания минимально допустимое сечение, мм²:

, (23)

где В_кз - тепловой импульс, А^2.с;

С - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля, значения которого приведены в табл. 3.4 [8] и принимается для алюминиевых жил 95 А•с^1/2/мм².

Тепловой импульс определяется по формуле:

, (24)

где Iк - ток трехфазного короткого замыкания, принимается равным в соответствии с условием 25 кА;

- время отключения тока короткого замыкания, 0,06 с;

Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ находится по формуле:

, (25)

где - суммарные активное и индуктивное сопротивления цепи КЗ, Ом.

Таблица 10 - Проверка сечений кабелей

Линия	Сечение кабеля, мм2	Индуктивное сопротивление хУ, Ом/км	Активное сопротивление rУ, Ом/км	Та	Тепловой импульс Вк, А2·с	Минимальное сечение Fmin, мм2
ГПП-ТП1-ТП2-ТП5	(3Ч185)	0,103	0,164	0,002	3,9·107	65
ГПП-ТП7-ТП8-ТП6	(3Ч50)	0,126	0,641	0,0006	3,8·107	64,8
ГПП-ТП3	(3Ч70)	0,119	0,443	0,0009	3,8·107	64,8
ГПП-ТП4	(3Ч50)	0,126	0,641	0,0006	3,8·107	64,8
ГПП-ТП9	(3Ч50)	0,126	0,641	0,0006	3,8·107	64,8

На магистралях ГПП-ТП7-ТП8-ТП6, ГПП-ТП4 и ГПП-ТП9 выбранные сечения кабелей не проходят по термической стойкости, следовательно, увеличиваем сечения кабелей. Принимаем сечение кабеля (3Ч70).

1.10 Измерение и учет электроэнергии

На подстанциях устанавливают измерительные приборы, обеспечивающие учет расхода электроэнергии, активной и реактивной мощности, тока в линиях, напряжения.

Амперметры для измерения электрического тока устанавливают на всех трансформаторах и линиях, питающих приемники электроэнергии или их группы. Амперметры устанавливают в одной фазе. Три амперметра предусматривают только в тех цепях, где возможна несимметрия нагрузки фаз приемников (освещение, сварочные посты, конденсаторные батареи). Амперметры включают непосредственно в сеть или через трансформаторы тока.

Напряжение контролируют на каждой секции сборных шин всех РУ, причем вольтметр включают только на одно линейное напряжение, так как обычно в СЭС междуфазовые напряжения симметричны. Вольтметры подключают непосредственно при напряжении до 1000 В или через трансформаторы напряжения -- при напряжении свыше 1000 В.

Для измерения активной и реактивной мощности на ГПП применяют трехфазные ваттметры с переключателем фаз напряжения, чтобы обеспечить измерение Р и Q одним ваттметром. Ваттметры активной и реактивной мощностей устанавливают на подстанциях, где требуется повседневный контроль за перетоком мощности более 4000 кВ·А по отдельным линиям, на синхронных двигателях, если необходим контроль за их работой, на подстанционных трансформаторах напряжением 110 кВ и выше. На трансформаторах напряжением до 35 кВ, мощностью 6300 кВ·А и более устанавливают только активный ваттметр. Подключают ваттметры через трансформаторы тока и напряжения.

Класс точности щитовых измерительных приборов должен быть не ниже 2,5.

Расход электроэнергии измеряется для коммерческого расчета с энергосистемой (расчетный учет) и контрольного расчета внутри предприятия (технический учет).

Счетчики коммерческого учета устанавливают обычно со стороны высшего напряжения, то есть на вводах от энергосистемы. Рассчитываются за электроэнергию с энергосистемой по одноставочному тарифу (только за потребленную активную энергию по показаниям счетчика) и по двухставочному тарифу (за потребленную активную энергию и за присоединенную мощность или за заявленную нагрузку в часы максимума нагрузки энергосистемы).

Для стимулирования мероприятий по компенсации реактивной мощности предусмотрена шкала скидок и надбавок к тарифу в зависимости от оптимальной и фактической реактивной нагрузок предприятия в часы максимальной нагрузки.

В соответствии с действующей тарифной системой требуется еще измерение тридцатиминутного максимума активной и реактивной нагрузок в часы максимума нагрузки энергосистемы. Для этого применяются специальные счетчики или специальные ваттметры максимальной мощности.

Технический учет организуется внутри предприятия -- для контроля за удельными нормами расхода электроэнергии на единицу продукции, учета ее расхода на подсобные нужды, учета реактивной энергии и соблюдения планов электропотребления. При техническом учете применяются прогрессивные удельные нормы расхода электроэнергии и премиальная система поощрения за ее экономию.

2 ПРОЕКТИРОВАНИЕ НИЗКОВОЛЬТНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЦЕХА

2.1 Расчет трехфазных электрических нагрузок по первому этапу

Определение электрических нагрузок в системе электроснабжения (СЭС) промышленного предприятия выполняют для характерных мест присоединения приёмников электроэнергии. При этом отдельно рассматривают сети напряжением до 1 кВ и выше.

Номинальная (установленная) активная мощность приёмника электроэнергии - это мощность, указанная на заводской табличке или паспорте приёмника электроэнергии, при которой приёмник электроэнергии должен работать.

Для электроприёмников (ЭП) работающих в длительном режиме работы - это паспортная мощность.

Для ЭП в повторно-кратковременном режиме (ПКР) - это мощность, приведённая к номинальной длительной мощности.

Для электродвигателей:

, (26)

где ПВ - паспортная продолжительность включения.

Номинальную мощность (активную P_ном и реактивную Q_ном) группы электроприёмников (ЭП) определяют как алгебраическую сумму номинальных мощностей отдельных приёмников, приведённых к продолжительности включения ПВ = 1.

Групповая номинальная (установленная) активная мощность:

, (27)

Где n - число электроприёмников.

Групповая номинальная реактивная мощность:

(28)

Средние активные и реактивные мощности ЭП:

,

(29)

Суммарные значения средней активной и реактивной мощности групп ЭП:

, (30)

(31)

где m - число цехов.

Определяется средневзвешенный коэффициент использования группы ЭП:

. (32)

Определяется эффективное число ЭП:

, (33)

Если окажется, что эффективное число ЭП больше фактического числа ЭП, то принимаем .

В зависимости от средневзвешенного коэффициента использования и эффективного числа ЭП определяется коэффициент расчетной нагрузки .

Расчетная активная мощность групп ЭП напряжением до 1 кВ:

, (34)

Расчетная реактивная мощность:

При и . (35)

При < 100 и . (36)

К расчётным силовым нагрузкам Р_р.с и Q_p.c добавляются осветительные нагрузки Р_р.о и Q_p.o.

(37)

(38)

Полная расчётная мощность:

(39)

Расчет осветительной нагрузки

Для расчета освещения применяется метод удельной плотности нагрузок

, (40)

где б - удельная плотность нагрузки (24 Вт/м²), F- площадь помещения (в нашем случае площадь цеха равна 2592 м²).

Находим среднюю мощность

, (41)

затем реактивную мощность

, (42)

где tgц=0,75.

Полная мощность равна

. (43)

Расчетный ток

, (44)

где U - напряжение сети, кВ

Разделим все ЭП на характерные группы с одинаковой активной мощностью Р_ном, коэффициентом использования К_и и tg. Расчет производим в программе «ZAPUSK», расчеты приведенные в приложении А, результаты сведены в таблицу 11.

Таблица 11 - Расчет нагрузок

Исходные данные	Средняя мощность группы ЭП	Эффективное число ЭП, nэ	Коэффициент расчетной нагрузки, Кр	Расчетная мощность	Расчетный ток Iр, А
по заданию технологов	по справочным данным	Рс, кВт	Qс, кВт			Рр, кВт	Qр, кВт	Sр, кВт
Характерные категории ЭП, подключаемых к узлу питания	Количество ЭП	Номинальная мощность, кВт	Коэффициент использования, Ки	Коэффициент реактивной мощности, cosц/tgц
		одного ЭП Рномmin/ Рномmax	общая
Станки	4	4,5/4,5	18	0,14	0,88/0,54	2,52	3,35	8	1,898	4,8	3,7	6	8,7
Пресы	11	1,8/4,5	33,3	0,45	0,8/0,75	14,9	11,2	15	1,005	15,05	12,4	19,5	28
Автоматы	22	1,5/18	111,2	0,4	0,7/1	44,48	44,48	12	1,015	15,15	48,9	66,6	96
Вентустановки	2	5,5/5,5	11	0,64	0,75/0,88	7,04	6,2	2	1,064	11	9,7	14,7	21,2
Кран	1	1,2	1,2	0,35	0,5/1,73	0,32	0,56	1	2,396	0,92	0,55	1,07	1,56
Освещение				0,8	0,8/0,75	29,95	22,46			29,95	22,46	37,44	54

2.2 Расчет центра электрических нагрузок

При проектировании, с целью определения места расположения цеховой КТП строится картограмма нагрузок. Картограмма представляет собой размещение на генеральном плане цеха окружности, площадь которых соответствует выбранном масштабе расчетным нагрузкам.

Расчет центра ведется следующим образом.

Определяется условный центр электрических нагрузок i-го узла группы ЭП:

(45)

(46)

Таблица 12 - Расчет центра электрических нагрузок

Номер на плане	Мощность, кВт	x	y
1…6	10,8	80	92
7…11	22,5	54	72
12…15	18	124	69
16,17	30	10	50
18	2,8	30	50
19	4,5	45	52
20	8,2	64	55
21,22	36	92	51
23,24	6	123	50
25	4,5	145	53
26	7,5	138	44
27	15	57	44
28	4,2	72	44
29…38	12	84	25
39	1,2	25	10
40,41	4,8	53	6
42	7,5	84	6
43,44	1,2	120	6
45,46	11	145	4
ЦЭН	76,9	48,7

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов КТП с учетом компенсации реактивной мощности

Расчет ведется аналогично расчету, приведенному в пункте 1.4.

В перспективе от этой же ТП предусмотрено ЭСН других участков с расчетными мощностями Р_р.доп=95 кВт, Q_р.доп=130 кВ·Ар. Нагрузка определенная по методу расчетного коэффициента равна Р_р=87,31 кВт, Q_р=145,01 кВ·Ар.

Сведем в таблицу исходные данные.

Таблица 13 - Исходные данные

РрУ, кВт	QрУ, кВт	К1/К2	г	Кз
275,01	275,01	9/4	0,37	0,75

Определяем мощность цехового трансформатора:

Итак, в цеховой трансформаторной подстанции устанавливаем один трансформатор мощностью 400 кВ·А.

Определяем наибольшую реактивную мощность, которую выгодно передать через трансформаторы с сеть 0,4 кВ:

кВ·Ар.

Определяем суммарную мощность низковольтных компенсирующих устройств по первому этапу:

Q_нку1=275,01-44=231 кВ·Ар.

Выбираем суммарную мощность НКУ по второму этапу (т.е по этапу снижения потерь электроэнергии в трансформаторе или распределительных сетях):

Q_нку2=275,01-44-0,37·1·250=-42 кВ·Ар,

Q_нку2=0 кВ·Ар.

Суммарная мощность НКУ равна:

Q_нкуУ=231+0=231 кВ·Ар.

Итак, для компенсации выбираем батарею конденсаторов типа УК2-0,38-216 У3.

2.4 Расчет электрических нагрузок для выбора распределительной сети (II этап)

Сети напряжением до 1 кВ служат для распределения электроэнергии внутри цехов промышленных предприятий и осуществляют непосредственное питание электроприемников (ЭП). Схема внутрицеховой сети определяется технологическим процессом производства, планировкой помещений цеха, взаимным расположением ЭП и вводом питания, ТП, требованиям бесперебойности электроснабжения, технико-экономическими соображениями, условиями окружающей среды.

По своей структуре схемы электрических сетей цеха могут быть радиальными, магистральными и смешанными.

Радиальные схемы применяются при наличии сосредоточенных нагрузок с неравномерным распределением их по площади цеха, во взрыво- и пожароопасных и других цехах и выполняются кабелями или изолированными проводами. Они могут быть применены для нагрузок любой категории надежности.

Магистральные схемы целесообразно применять для питания силовых и осветительных нагрузок, распределенных относительно равномерно по площади цеха, а также для питания групп ЭП, принадлежащих одной технологической линии.

Одной из видов магистральных схем является схема БТМ (блок трансформатор - магистраль). Схемы БТМ широко применяются для питания цеховых сетей механических цехов машиностроительных предприятий с поточным производством. Магистральный шинопровод присоединяется непосредственно к выводам низкого напряжения трансформатора, а количество магистральных шинопроводов соответствует числу трансформаторов КТП. При магистральной схеме ЭП подключаются в любой точке шинопровода. Обеспечения надежности электроснабжения ЭП обеспечивается введением в схему резервной перемычки.

Наибольшее распространение имеют смешанные (комбинированные) схемы, сочетающие в себе элементы радиальных и магистральных схем и пригодные для любой категории электроснабжения. В смешанных схемах от главных питающих магистралей и их ответвлений ЭП питаются через РШ или ШРА в зависимости от расположения оборудования.

Расчет электрических нагрузок для выбора схемы электроснабжения по второму этапу рассчитывается для уточнения электрических нагрузок по элементам сети. Расчет ведется методом расчетного коэффициента в программе «ZAPUSK». Расчет приведен в приложении А, результаты расчета сведены в таблицы 15 и 16.

В качестве главной магистрали выбираем комплектный магистральный шинопровод марки ШМА4У3 с номинальным током 1600 А, длиной 66 м.

Рисунок 4 - Первый вариант схемы электроснабжения

Рисунок 5 - Второй вариант схемы электроснабжения

Таблица 14 - Первый вариант распределительной сети цеха

Обозначение на плане	Расчётный ток, А	Фактическое число ЭП	Расчетная активная мощность, кВт	Расчетная реактивная мощность, кВ·Ар	Марка
ШРА1	61,94	17	29	32	ШРА4 на ток 250 А
ШРА2	96,3	23	41,2	52,4	ШРА4 на ток 250 А
ШТМ	1,56	1	0,92	0,55	ШТМ на ток 100 А
ШОС	54		29,95	22,46	ШОС-73 на ток 63 А
СП1	57,6	2	4,68	39,6	СП62-2/1 на ток 175 А
СП2	13,9	4	5,76	7,7	СП62-2/1 на ток 175 А

Таблица 15 - Второй вариант распределительной сети

Обозначение на плане	Расчётный ток, А	Фактическое число ЭП	Расчетная активная мощность, кВт	Расчетная реактивная мощность, кВ·Ар	Марка
ШРА1	45,9	19	21	24	ШРА4 на ток 250 А
ШРА2	89,8	20	39	47	ШРА4 на ток 250 А
ШТМ	1,56	1	0,92	0,55	ШТМ на ток 100 А
ШОС	54		29,95	22,46	ШОС-73 на ток 63 А
СП1	57,6	2	4,68	39,6	СП62-2/1 на ток 175 А
СП2	13,9	4	5,76	7,7	СП62-2/1 на ток 175 А

2.5 Выбор сечений проводников

Длительно протекающий по проводнику ток, при котором устанавливается наибольшая длительно допустимая температура нагрева проводника, называется предельно допустимым током по нагреву.

, (47)

где I_ном - номинальный ток станка,

К=1,15 - поправочный коэффициент на условие прокладки кабелей.

Номинальный ток станка определяется по формуле:

(48)

где Р_ном - номинальная мощность ЭП;

з - номинальный КПД, (0,88-0,92).

Таблица 16 - Выбор марки и сечения кабелей, питающих ЭП

Номер на плане	Наименование ЭП	Рном, кВт	cos(ц)	Ip, А	Сечение, мм	Марка	Iдлдоп, А
1	2	3	4	5	6	7	8
1…6	Пресс эксцентриковый	1,8	0,8	21,18	4Ч4	АПвВг	26,45
7…11	Пресс кривошипный	4,5	0,8	44,1	4Ч10	АПвВг	44,85
12…15	Вертикально-сверлильные станки	4,5	0,88	8,3	4Ч16	АПвВг	63,25
16,17	Преобразователи сварочные	15	0,5	94	4Ч35	АПвВг	97,75
18	Автомат болтовысадочный	2,8	0,88	5,1	4Ч4	АПвВг	26,45
19	Автомат резьбоканатный	4,5	0,88	8,3	4Ч4	АПвВг	26,45
20	Станок протяжный	8,2	0,88	15,2	4Ч4	АПвВг	26,45
21,22	Автоматы гайковысадочные	18	0,88	33,3	4Ч35	АПвВг	97,75
23,24	Барабаны нолтовочные	3	0,7	13,4	4Ч4	АПвВг	26,45
25	Барабан виброголтовочный	4,5	0,7	10	4Ч4	АПвВг	26,45
26	Станок виброголтовочный	7,5	0,88	13,9	4Ч4	АПвВг	26,45
27	Автомат обрубной	15	0,88	27,8	4Ч10	АПвВг	44,85
28	Машина шнекоемочная	4,2	0,7	9,4	4Ч4	АПвВг	26,45
29…38	Автоматы гайконарезные	1,5	0,88	2,8	4Ч10	АПвВг	44,85
39	Кран-тележка	1,2	0,5	3,8	4Ч4	АПвВг	26,45
40,41	Электроточило-наждачное	2,4	0,6	12,6	4Ч4	АПвВг	26,45
42	Автомат трехпозиционный высадочный	7,5	0,88	8,5	4Ч4	АПвВг	26,45
43,44	Вибросито	0,6	0,88	3,1	4Ч4	АПвВг	26,45
45,46	Вентиляторы	5,5	0,75	23,01	4Ч4	АПвВг	26,45

Таблица 17 - Выбор марки и сечения кабелей, питающих СП

Силовой пункт	Ip, А	Сечение, мм	Марка	Iдлдоп, А
СП1	57,6	4Ч16	АПвВг	63,25
СП2	13,9	4Ч4	АПвВг	26,45

2.6 Выбор коммутационно - защитной аппаратуры

Согласно ПУЭ от перегрузок необходимо защищать силовые и осветительные сети, выполненные внутри помещений, в том числе и силовые сети, когда по условиям технологического процесса или режима их работы могут возникнуть длительные перегрузки.

Для защиты электрических сетей напряжением до 1 кВ применяют плавкие предохранители и автоматические выключатели.

Выбор аппаратов защиты производится с учетом следующих основных требований:

1. Номинальный ток и напряжение аппарата защиты должны соответствовать расчетному длительному току и напряжению электрической цепи. Номинальные токи расцепителей автоматических выключателей и плавких вставок предохранителей нужно выбирать по возможности меньшими по расчетным токам защищаемых участков сети или по номинальным токам отдельных ЭП в зависимости от места установки аппарата защиты с округлением до ближайшего большего стандартного значения.

2. Время действия аппаратов защиты должно быть по возможности меньшим и должна быть обеспечена селективность действия защиты соответствующим подбором аппаратов защиты и его защитной характеристики.

3. Аппараты защиты не должны отключать установку при перегрузках, возникающих в условиях нормальной эксплуатации, например при рабочих пиках технологических нагрузок, и т.п.

4. Аппараты защиты должны обеспечивать надежное отключение в конце защищаемого участка двух- и трехфазных КЗ при всех видах режима работы нейтралей сетей, а также однофазных КЗ в сетях с глухозаземленной нейтралью.

В курсовом проекте защита шинопроводов и КЛ, питающих СП, выполняется автоматическими выключателями, защита электроприемников осуществляется плавкими вставками предохранителей.

Выбор предохранителей

Плавкие предохранители выбирают по условиям:

, (49)

, (50)

где I_{ном.вст} - номинальный ток плавкой вставки, А ;

I_ном.эп - номинальный ток отдельного ЭП, А;

I_пуск - пусковой ток ЭП.

, (51)

где К_п - кратность пуска, равная 5.

Выберем предохранители на примере станков 1…6, номинальная мощность равна 1,8 кВт и коэффициент мощность равен 0,6.

Пусковой ток определяется по формуле:

I_пуск1 =5·1,8 /2,5= 3,6 А

I_{ном.вст} > I_{ном 1} 31,5 >3,6

Выбираем номинальный ток плавкой вставки - I_{ном.вст} =31,5 А, предохранитель типа ПН2 100.

Произведем расчет для других групп станков на напряжение 380 В.

В таблице 18 приведены номинальные расчетные и пусковые токи для выбора плавких вставок и выбранные марки предохранителей с номинальными токами плавких вставок принятых в соответствии с расчетными номинальными и пусковыми токами соответственно.

Таблица 18 - Выбор предохранителей

Номер на плане	Наименование ЭП	Рном, кВт	Iном, А	Пусковой ток, А	Ток плавкой вставки, А	Марка предохранителя
1…6	Пресс эксцентриковый	1,8	21,18	42,36	50	ПН2 - 100
7…11	Пресс кривошипный	4,5	44,1	88,2	100	ПН2 - 100
12…15	Вертикально-сверлильные станки	4,5	8,3	16,6	31,5	ПН2 - 100
16,17	Преобразователи сварочные	15	94	188	200	ПН2 - 250
18	Автомат болтовысадочный	2,8	6,3	12,6	31,5	ПН2 - 100
19	Автомат резьбоканатный	4,5	10,1	20,2	31,5	ПН2 - 100
20	Станок протяжный	8,2	15,2	30,4	40	ПН2 - 100
21,22	Автоматы гайковысадочные	18	80,7	161,4	200	ПН2 - 250
23,24	Барабаны нолтовочные	3	13,4	26,8	31,5	ПН2 - 100
25	Барабан виброголтовочный	4,5	10	20	31,5	ПН2 - 100
26	Станок виброголтовочный	7,5	13,9	27,8	31,5	ПН2 - 100
27	Автомат обрубной	15	33,6	67,2	80	ПН2 - 100
28	Машина шнекоемочная	4,2	9,4	18,8	31,5	ПН2 - 100
29…38	Автоматы гайконарезные	1,5	37,7	75,4	80	ПН2 - 100
39	Кран-тележка	1,2	3,8	7,6	31,5	ПН2 - 100
40,41	Электроточило-наждачное	2,4	12,6	25,2	31,5	ПН2 - 100
42	Автомат трехпозиционный высадочный	7,5	16,8	33,6	40	ПН2 - 100
43,44	Вибросито	0,6	3,1	6,2	31,5	ПН2 - 100
45,46	Вентиляторы	5,5	23,01	46,02	50	ПН2 - 100

Выбор автоматических выключателей

В оответствии с требованиями автоматические выключатели выбирают по условиям:

I_{ном. расц} > 1,2·I_р (52)

I_ср.эл. > (1,25ч1,35) ·I_п , (53)

где I_{ном.расц} - номинальный ток расцепителя, А;

I_р -расчетный ток нагрузки, А;

I_п - пиковый ток, А;

I_ср.эл - ток срабатывания электромагнитного расцепителя.

I_п = I_р + (к_п-1)· I_{ном. max} (54)

где к_п - кратность пуска;

I_ном.max - наибольший из токов группы ЭП, А;

I_р - расчетный ток группы ЭП, А.

Таблица 19 - Выбор автоматов для первого варианта схемы электроснабжения

Обозначение на плане	Расчетный ток, А	Пиковый ток (Iп·1,25),А	Ток катушки максимального расцепителя, А	Тип выключателя
ШМА	244,3	395,4	400	ВА53-39
ШРА1	61,94	134	160	ВА53-39
ШРА2	96,3	195,4	250	ВА53-39
СП1	57,6	143,25	160	ВА54-39
СП2	13,9	30	160	ВА53-39
ШОС	54	67,5	160	ВА53-39
ШТМ	1,56	7,96	160	ВА54-39

Таблица 20 - Выбор автоматов для второго варианта схемы электроснабжения

Обозначение на плане	Расчетный ток, А	Пиковый ток (Iп·1,25),А	Ток катушки максимального расцепителя, А	Тип выключателя
1	2	3	4	5
ШМА	244,3	395,4	400	ВА53-39
ШРА1	45,9	134	160	ВА53-39
ШРА2	89,8	195,4	250	ВА53-39
СП1	57,6	143,25	160	ВА54-39
СП2	13,9	30	160	ВА53-39
ШОС	54	67,5	160	ВА53-39
ШТМ	1,56	7,96	160	ВА54-39

Для выбора одного из вариантов распределительной сети проводим технико-экономическое сравнение вариантов. Расчет проводим в программе «ZAPUSK». Стоимость первого варианта 1248 тыс. рублей, стоимость второго варианта 1163 тыс. рублей. Итак, для дальнейшего расчета выбираем первый вариант схемы электроснабжения цеха.

2.7 Проверка сечений проводников и коммутационно - защитной аппаратуры

2.7.1 Расчет токов короткого замыкания

При электроснабжении электроустановки от энергосистемы через понижающий трансформатор начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ (I_П0) в килоамперах без учета подпитки от электродвигателей следует определять по формуле:

(55)

Если электроснабжение электроустановки напряжением до 1кВ осуществляется от энергосистемы через понижающий трансформатор, то начальное значение периодической составляющей тока однофазного КЗ от системы, кА, следует рассчитывать по формуле:

(56)

Ударный ток трехфазного КЗ в электроустановках с одним источником энергии рассчитывается по формуле:

(57)

Токи КЗ считаем в точках наиболее приближенных и наиболее удаленных от КТП.

Составим схему замещения:

Рисунок 6- Схема замещения

Сопротивление системы определяется по следующей формуле:

, (58)

где - напряжение системы, в данном случае равно 10500 В;

- напряжение базисной ступени, в данном случае равно 400 В;

- трехфазный ток короткого замыкания системы (18 кА).

мОм

Для трансформатора ТМ-250/10: ДР_к=3,7 кВт, U_к=4,5 %, U_нн=0,4 кВ.

Полное сопротивление силового трансформатора:

мОм (59)

Активное сопротивление силового трансформатора:

мОм (60)

Индуктивное сопротивление силового трансформатора

мОм (61)

Сопротивления шинопроводов и кабелей определяются по формуле:

(62)

где и - удельные сопротивления шинопровода или кабеля, мОм/м,

- длина шинопровода или кабеля, м.

Значения удельных сопротивлений шинопроводов и кабелей: r_шма=0,021 мОм/м, х_шма=0,021 мОм/м, r_шра1,2=0,21 мОм/м, х_шра1,2=0,21 мОм/м,; 4 мм² - r=7,81 мОм/м, х=0,095 мОм/м;

Значения сопротивлений автоматических выключателей берем из таблицы 2,54 [8], Х_а1=0,07 мОм, Х_а2=0,1 мОм, R_а1=0,07 мОм, R_а2=0,1 мОм.

По справочным данным определяем суммарные сопротивления переходных контактов на шинах, вводах и выводах аппаратов в месте КЗ, r_пер=15 мОм, r_пер=20 мОм и r_пер=25 мОм.

Сопротивление трансформатора Х_1тр=Х_2тр=Х_0тр. Для автоматических выключателей, сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей также, равны между собой.

Таблица 21 - Токи короткого замыкания

Точка	Трехфазный ток КЗ, кА	Однофазный ток КЗ, кА	Ударный ток КЗ, кА
1	2	3	4
К1	15,2	15,2	21,6
К2	11	11	15,7
К3	5,9	5,9	8,4
К4	11,2	11,2	15,9
К5	5,5	5,5	7,8
К6	11,06	11,06	15,6
К7	1,66	1,66	2,35

2.7.2 Проверка выбранных сечений проводников по потери напряжения

Для оценки правильности выбора сечений проводников необходимо провести проверку выбранных кабельных линий и шинопроводов.

Выбранные по длительному току и согласованные с током защиты аппаратов сечения внутрицеховых электрических сетей должны быть проверены на потерю напряжения. Нормированных значений для потери напряжения не установлено. Однако, зная напряжение на шинах источника питания и подсчитав потери напряжения в сети, определяют напряжение у потребителя.

Проверка КЛ и шинопроводов осуществляется по потери напряжения:

, (63)

где cos(ц) и sin(ц) - принимается средневзвешенное значение коэффициента мощности,

l - длина линии, м;

I_p- расчетный ток в линии, А.

Допустимая потеря напряжения ДU_доп.= +5%;

Условие проверки на потерю напряжения:

ДU < ДU_доп. (64)

Проверку по потери напряжения произведем на примере наиболее удаленного станка. Станок под номером 42 наиболее удален, длина кабеля составляет 6,9 метра.

%.

Таблица 23 - Проверка шинопроводов

Шинопровод	Длина, м	Расчетный ток, А	Потеря напряжения, %
ШМА 1600	66	244,3	0,2
ШРА4 250	26	61,9	0,05
ШРА4 250	43,5	96,3	0,12
СП1	5,1	57,6	0,03
СП2	1	13,9	0,002

Так как ДU во всех элементах сети меньше ДU_доп = +5%, то для всех КЛ и шинопроводов условие по потере напряжения соблюдается.

2.7.3 Проверка шинопроводов на электродинамическую стойкость

Шинопроводы проверяются на электродинамическую стойкость по условию:

i_уд< i_дин, (65)

где i_уд.доп - допустимая электродинамическая стойкость, кА.

Таблица 24 - Проверка шинопроводов на электродинамическую стойкость

Шинопровод	iуд, кА	i дин, кА	Условие проверки
ШРА4на 250 А	14,6	15	iуд< iдин
ШМА на1600 А	21,6	70	iуд< iдин,

Так как ударный ток шинопроводов меньше амплитудного значения электродинамической стойкости, то условие на электродинамическую стойкость соблюдается.

2.7.4 Проверка выбранных автоматических выключателей

Выбранные аппараты защиты необходимо проверять по чувствительности к токам КЗ. Проверка по чувствительности к токам КЗ осуществляется по условию:

I⁽¹⁾_кзmin > 3 ? I_ср._эл, (66)

где I⁽¹⁾_кзmin - минимальный ток однофазного КЗ, А;

I_ср.эл - ток срабатывания электромагнитного расцепителя, определяется по паспортным данным в зависимости от пределов регулирования времени срабатывания.

Выполним проверку по чувствительности в наиболее удаленных местах схемы.

Таблица 25 - Проверка автоматических выключателей по чувствительности к токам КЗ

Элемент сети	Тип выключателя	I(1)кз min, А	Iср.эл, А	I(1)кзmin > 3 ? Iср.эл,
ШРА4 250	ВА53-39	11000	160	11000>480
ШМА1600	ВА53-39	14600	400	14600>1200
СП1	ВА54-39	11060	160	10650>480
СП2	ВА53-39	10650	160	10650>480

2.7.5 Проверка выбранных предохранителей

Проверка по согласованию выбранной вставки с сечением выбранного кабеля осуществляется по условию:

I_в < 3 ? I_дл._доп, (67)

где I_в - номинальный ток плавкой вставкой, А;

I_дл.доп - длительно допустимый ток, А.

Проверка по согласованию теплового расцепителя с сечением выбранных элементов сети для вариантов представлены в таблице 26.

Таблица 26 - Проверка плавких вставок предохранителей

№ ЭП по списку	Ток номинальный, А	Ток плавкой вставки, А	Марка предохранителя	Длительно допустимый ток, А	Iв <3? Iдл.доп
1…6	21,18	50	ПН2 - 100	26,45	50 < 79,4
7…11	44,1	100	ПН2 - 100	44,85	100 <134,5
12…15	47	100	ПН2 - 100	63,25	100 < 93
16,17	94	200	ПН2 - 250	97,75	200 <293,25
18	6,3	31,5	ПН2 - 100	26,45	31,5 < 79,4
19	10,1	31,5	ПН2 - 100	26,45	31,5 < 79,4
20	18,4	40	ПН2 - 100	26,45	40 < 79,4
21,22	80,7	200	ПН2 - 250	97,75	200 <293,25
23,24	13,4	31,5	ПН2 - 100	26,45	31,5 < 79,4
25	10	31,5	ПН2 - 100	26,45	31,5 < 79,4
26	16,8	31,5	ПН2 - 100	26,45	31,5 < 79,4
27	33,6	80	ПН2 - 100	44,85	80 < 135,6
28	9,4	31,5	ПН2 - 100	26,45	31,5 < 79,4
29…38	37,7	80	ПН2 - 100	44,85	80 < 135,6
39	3,8	31,5	ПН2 - 100	26,45	31,5 < 79,4
40,41	12,6	31,5	ПН2 - 100	26,45	31,5 < 79,4
42	16,8	40	ПН2 - 100	26,45	40 < 79,4
43,44	3,1	31,5	ПН2 - 100	26,45	31,5 < 79,4
45,46	23,01	50	ПН2 - 100	26,45	50 < 79,4

2.8 Построение карты селективности

Карта селективности строится в логарифмическом масштабе: по оси абсцисс откладываются токи - расчетные, пиковые и кз; по оси ординат - времена продолжительности пиковых токов и времена срабатывания защит по защитным характеристикам. Проверим выбранную коммутационную аппаратуру по условию селективности. Исходя из расчета токов КЗ.

Рисунок 7 - Карта селективности

1 - номинальный ток двигателя; 2 - пусковой ток двигателя; 3 и 4 - расчетный и пиковый токи ШРА; 5, 6 - расчетный и пиковый токи ШМА, 7,8,9 - токи КЗ в точках К1, К2, К3; 12 - характеристика плавкой вставки 100 А предохранителя, 10 - характеристика автомата с расцепителем 160 А, 11 - характеристика автомата с расцепителем 400 А.

2.9 Конструктивное исполнение низковольтной сети

Электрическая сеть цеха выполнена шинопроводами и кабельными линиями. Магистральные сети выполнены закрытыми шинопроводами. Такой шинопровод называют комплектным, так как он поставляется в виде отдельных сборных секций, которые представляют собой три или четыре шины, заключенные в оболочку и скрепленные самой оболочкой или изоляторами - клещами.