3,55

3,55

0,2

0,6

1,33

0,71

0,94

12,6025

 

 

 

 

 

 

4

Токарно-револьверный станок

1

17,16

17,16

0,16

0,5

1,73

2,75

4,76

294,4656

 

 

 

 

 

 

5

Токарно-револьверный станок

1

17,16

17,16

0,16

0,5

1,73

2,75

4,76

294,4656

 

 

 

 

 

 

6

Отрезной полуавтомат

1

9,83

9,83

0,16

0,5

1,73

1,57

2,72

96,6289

 

 

 

 

 

 

7

Токарно-револьверный станок

1

17,16

17,16

0,16

0,5

1,73

2,75

4,76

294,4656

 

 

 

 

 

 

8

Поперечно-строгальный станок

1

8,24

8,24

0,2

0,6

1,33

1,65

2,19

67,8976

 

 

 

 

 

 

9

Пресс кривошипный

1

6,29

6,29

0,2

0,6

1,33

1,26

1,68

39,5641

 

 

 

 

 

 

10

Пресс

1

19,21

19,21

0,2

0,6

1,33

3,84

5,11

369,0241

 

 

 

 

 

 

11

Кран мостовой

1

40

40

0,1

0,5

1,73

4

6,92

1600

 

 

 

 

 

 

12

Автомат многопозиционный

1

25,65

25,65

0,22

0,6

1,33

5,64

7,5

657,9225

 

 

 

 

 

 

13

Автомат многопозиционный

1

25,65

25,65

0,22

0,6

1,33

5,64

7,5

657,9225

 

 

 

 

 

 

14

Обдирочно-шлифовальный станок

1

4,62

4,62

0,17

0,6

1,33

0,79

1,05

21,3444

 

 

 

 

 

 

15

Обдирочно-шлифовальный станок

1

4,62

4,62

0,17

0,6

1,33

0,79

1,05

21,3444

 

 

 

 

 

 

16

Пресс кривошипный

1

6,29

6,29

0,2

0,6

1,33

1,26

1,68

39,5641

 

 

 

 

 

 

17

Пресс кривошипный

1

6,29

6,29

0,2

0,6

1,33

1,26

1,68

39,5641

 

 

 

 

 

 

50

Пресс кривошипный

1

8,57

8,57

0,2

0,6

1,33

1,71

2,27

73,4449

 

 

 

 

 

 

41

Печь сопротивления камерная

1

50

50

0,7

0,95

0,33

35

11,55

2500

 

 

 

 

 

 

20

Пресс

1

19,21

19,21

0,2

0,6

1,33

3,84

5,11

369,0241

 

 

 

 

 

 

35

Сварочный трансформатор

1

14

14

0,3

0,5

1,73

4,2

7,27

196

 

 

 

 

 

 

36

Сварочный трансформатор

1

14

14

0,3

0,5

1,73

4,2

7,27

196

 

 

 

 

 

 

21

Пресс

1

19,21

19,21

0,2

0,6

1,33

3,84

5,11

369,0241

 

 

 

 

 

 

22

Пресс кривошипный

1

8,57

8,57

0,2

0,6

1,33

1,71

2,27

73,4449

 

 

 

 

 

 

23

Пресс кривошипный

1

8,57

8,57

0,2

0,6

1,33

1,71

2,27

73,4449

 

 

 

 

 

 

24

Пресс чеканочный

1

33,15

33,15

0,2

0,6

1,33

6,63

8,82

1098,923

 

 

 

 

 

 

25

Пресс чеканочный

1

33,15

33,15

0,2

0,6

1,33

6,63

8,82

1098,923

 

 

 

 

 

 

37

Пресс чеканочный

1

33,15

33,15

0,2

0,6

1,33

6,63

8,82

1098,923

 

 

 

 

 

 

38

Пресс чеканочный

1

33,15

33,15

0,2

0,6

1,33

6,63

8,82

1098,923

 

 

 

 

 

 

44

Пресс кривошипный

1

8,57

8,57

0,2

0,6

1,33

1,71

2,27

73,4449

 

 

 

 

 

 

45

Пресс кривошипный

1

8,57

8,57

0,2

0,6

1,33

1,71

2,27

73,4449

 

 

 

 

 

 

46

Пресс кривошипный

1

8,57

8,57

0,2

0,6

1,33

1,71

2,27

73,4449

 

 

 

 

 

 

47

Пресс кривошипный

1

8,57

8,57

0,2

0,6

1,33

1,71

2,27

73,4449

 

 

 

 

 

 

48

Пресс кривошипный

1

8,57

8,57

0,2

0,6

1,33

1,71

2,27

73,4449

 

 

 

 

 

 

49

Пресс кривошипный

1

8,57

8,57

0,2

0,6

1,33

1,71

2,27

73,4449

 

 

 

 

 

 

 

ИТОГО

35

 

544,97

0,24

0,66

1,13

131,07

148,2

13218,72

22

1,07

140,24

148,2

204,04

310,01

 

ШРА-2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

26

Шахтная электропечь

1

17

17

0,7

0,95

0,33

11,9

3,93

289

 

 

 

 

 

 

27

Шахтная электропечь

1

17

17

0,7

0,95

0,33

11,9

3,93

289

 

 

 

 

 

 

28

Кран мостовой

1

40

40

0,1

0,5

1,73

4

6,92

1600

 

 

 

 

 

 

29

Печь сопротивления камерная

1

50

50

0,7

0,95

0,33

35

11,55

2500

 

 

 

 

 

 

30

Печь сопротивления камерная

1

50

50

0,7

0,95

0,33

35

11,55

2500

 

 

 

 

 

 

31

Печь сопротивления

1

30

30

0,7

0,95

0,33

21

6,93

900

 

 

 

 

 

 

32

Печь сопротивления

1

30

30

0,7

0,95

0,33

21

6,93

900

 

 

 

 

 

 

33

Вентилятор

1

24,86

24,86

0,6

0,8

0,75

14,92

11,19

618,0196

 

 

 

 

 

 

34

Вентилятор

1

24,86

24,86

0,6

0,8

0,75

14,92

11,19

618,0196

 

 

 

 

 

 

39

Вентилятор

1

24,86

24,86

0,6

0,8

0,75

14,92

11,19

618,0196

 

 

 

 

 

 

42

Печь сопротивления камерная

1

50

50

0,7

0,95

0,33

35

11,55

2500

 

 

 

 

 

 

43

Печь сопротивления камерная

1

50

50

0,7

0,95

0,33

35

11,55

2500

 

 

 

 

 

 

18

Пресс кривошипный

1

6,29

6,29

0,2

0,6

1,33

1,26

1,68

39,5641

 

 

 

 

 

 

19

Пресс кривошипный

1

6,29

6,29

0,2

0,6

1,33

1,26

1,68

39,5641

 

 

 

 

 

 

40

Печь сопротивления камерная

1

50

50

0,7

0,95

0,33

35

11,55

2500

 

 

 

 

 

 

 

ИТОГО

15

 

471,16

0,62

0,92

0,42

292,08

123,32

18411,19

12

1

292,08

123,32

317,05

481,71

8. Выбор конструктивного исполнения электрической сети, марки проводов, кабелей и типа шинопроводов, способа прокладки

Цеховую электрическую сеть выполняем кабельными линиями, проложенными в специальных каналах. В полу цеха сооружается канал из железобетона или кирпича, который перекрывается железобетонными плитами или стальными рифлеными листами. Кабели внутри канала укладываются на сборные конструкции, установленные на боковых стенах.

Преимущество такой прокладки кабелей заключается в защите их от механических повреждений, удобстве осмотра и ревизии, а недостаток - в значительных капитальных затратах [12].

Цеховые трансформаторные подстанции - комплектные. Для удобства обслуживания и из технических соображений располагается рядом с объектом и находится в специально выделенном помещении, при этом не нарушается технологический режим.

На трансформаторных подстанциях установлены двухобмоточные трансформаторы типа ТМ напряжением 10/0,4 кВ.

На вводах используется вводные распределительные устройства. На отходящих линиях установлены автоматические выключатели.

Электрическая сеть цеха состоит из распределительной сети (сеть от НН КТП до СП и ШРА), выполненной четырехжильными кабельными линиями напряжением 380 В марки АВВГ, и групповой сети (сеть от РП до электроприемников), выполненной четырехжильными кабельными линиями напряжением 380 В марки АВВГ.

Все электроприемники и светильники собраны соответственно на щитки силовые типа ПР-8804, ПР-8501 и осветительные типа ЩО-II и ОЩВ-3 (-6).

9. Выбор сетевых электрических устройств и аппаратов защиты в них

Силовые пункты и шинопроводы выбираем исходя из количества присоединений и рабочего тока самого пункта или шинопровода и номинального напряжения [12, с. 184-185].

Выбор для вариантов 1 и 2 представлен соответственно в таблицах 9.1-9.2.

Таблица 9.1 - Выбор силовых пунктов (вариант 1)

Наименование	Расчетный ток, А	Тип СП	Допустимый ток, А	Количество присоединений СП
СП-1	78,05	ПР8804-1005	80	8
СП-2	42,82	ПР8804-1007	50	8
СП-3	121,41	ПР8804-1003	125	8
СП-4	68,13	ПР8804-1005	80	8
СП-5	41,66	ПР8804-1007	50	8
СП-6	248,09	ПР8501-1067	250	8
СП-7	250,54	ПР8501-1083	400	8

Таблица 9.2 - Выбор распределительных шинопроводов (вариант 2)

Наименование	Расчетный ток, А	Тип шинопровода	Допустимый ток, А
ШРА-1	310,01	ШРА4-400-32-1У3	400
ШРА-2	481,71	ШРА4-630-32-1У3	630

Шинопроводы применяются для выполнения внутри помещений распределительных электрических сетей трехфазного тока частотой 50 и 60 Гц на напряжение 380/220 В с глухозаземленной нейтралью.

Прямые секции предназначены для выполнения прямых участков сети с ответвлением к потребителям; угловые -- для ее поворотов в вертикальной или горизонтальной плоскости. Шинопроводы степени защиты IP32 крепятся к стенам и колоннам кронштейнами на высоте не менее 2,5 м (в соответствии с инструкцией по монтажу шинопроводов переменного тока до 1000 В, 1993г.). Принимаем высоту крепления ШРА - 3 м.

Таблица 9.3 - Основные технические данные шинопроводов

Тип шинопровода	Номинальный ток, А	Номинальное напряжение, В	Число и размеры, мм, шин на фазу	Поперечное сечение, мм2
ШРА4-400-32-1У3	400	380/220	1(50Ч5)	250
ШРА4-630-32-1У3	630	380/220	1(80Ч5)	400

Выбор автоматических выключателей для защиты линий (к СП или ШРА), питающих группу электроприемников, производим по следующим условиям [13, п.1.8, с. 42-43]:

а) по номинальному напряжению

(9.1)

где - номинальное напряжение автомата, В.

Все выбираемые автоматы рассчитаны на напряжение 0,4-0,66 кВ.

б) по номинальному току (уставка теплового расцепителя):

(9.2)

где

- номинальный ток автомата, А;

- расчетный ток защищаемой линии.

в) по номинальному току электромагнитного расцепителя:

(9.3)

где - номинальный ток срабатывания токовой отсечки, А:

(9.4)

где кратность отсечки К_о принимается из ряда 3, 5, 7, 10 для автоматов серии ВА. Для выполнения условия достаточно взять кратность не менее 5-7, соразмерную с кратностью пуска электродвигателя отдельного ЭП.

пиковый ток, А [12, с. 38]:

(9.5)

где - пусковой ток наибольшего по мощности электроприемника в группе, А;

- номинальный ток наибольшего по мощности электроприемника в группе, А;

- расчетный ток группы электроприемников, А;

- коэффициент использования, характерный для наибольшего по мощности электроприемника в группе.

Для защиты распределительных пунктов и шинопроводов выбираем автоматы серии ВА51 (ВА53) [13, таблица А.6] (таблицы 9.4-9.5).

Таблица 9.4 - Выбор автоматов для защиты СП (вариант 1)

Наименование	Расчетный ток присоединения, А	Расчетный ток для выбора автомата, А	Номинальный ток автомата Iном.а, А	Пиковый ток Iпик, А	Расчетный ток отсечки, 1,2•Iпик, А	Ко	Iном.то, А	Тип автомата	Отключающая способность, Iоткл, кА
СП-1	78,05	85,86	100	390,25	468,3	7	700	ВА 51-31	7
СП-2	42,82	47,1	50	214,1	256,92	7	350	ВА 51-31	6
СП-3	121,41	133,55	160	607,05	728,46	7	1120	ВА 51-35	15
СП-4	68,13	74,94	80	340,65	408,78	7	560	ВА 51-31	6
СП-5	41,66	45,83	50	208,3	249,96	7	350	ВА 51-31	6
СП-6	248,09	272,9	320	1240,45	1488,54	7	2240	ВА 51-37	25
СП-7	250,54	275,59	320	1252,7	1503,24	7	2240	ВА 51-37	25



Таблица 9.5 - Выбор автоматов для защиты ШРА (вариант 2)

Наименование	Расчетный ток присоединения, А	Расчетный ток для выбора автомата, А	Номинальный ток автомата Iном.а, А	Пиковый ток Iпик, А	Расчетный ток отсечки, 1,2•Iпик, А	Ко	Iном.то, А	Тип автомата	Отключающая способность, Iоткл, кА
ШРА-1	310,01	341,01	400	1550,05	1860,06	7	2800	ВА 51-37	25
ШРА-2	481,71	529,88	630	2408,55	2890,26	7	4410	ВА 51-39	35

В качестве вводного и секционного автоматов на подстанции выбираем автоматы серии ВА53, так как им приходится пропускать большие токи нагрузки и отключать токи, близкие к КЗ [13, таблица А.6] (таблица 9.6).

Таблица 9.5 - Выбор вводного и секционного автоматов на КТП

Наименование автомата на НН КТП	Расчетный ток присоединения, А	Расчетный ток для выбора автомата, А	Номинальный ток автомата Iном.а, А	Пиковый ток Iпик, А	Расчетный ток отсечки, 1,2•Iпик, А	Ко	Iном.то, А	Тип автомата	Отключающая способность, Iоткл, кА
Вводной QF1, QF3	602,53	632,66	800	3012,65	3615,18	7	5600	ВА 51-39	35
Секционный QF2	301,27	316,33	400	1506,35	1807,62	7	2800	ВА 51-37	25

Расчет троллейных линий

Расчет троллейных линий крановых установок, где в качестве материала применена угловая сталь, может быть произведён методом, который сводится к выбору размеров угловой стали, удовлетворяющих условиям нагрева и допустимой потери напряжения.

Первое условие проверяется сравнением тока I₃₀ - активной тридцатиминутной нагрузки - с допустимым током для данного профиля угловой стали:

, (9.6)

где - потребляемая мощность, определяемая по номинальной мощности (Р_ном) и к.п.д. з,

,

К₃₀ - коэффициент спроса в зависимости от режима работы крана и эффективного числа электроприемников n_Э.

Выбранный размер угловой стали проверяется на допустимую потерю напряжения:

, (9.7)

где m - удельная потеря напряжения, %/м;

L - расстояние от точки присоединения питающей линии до наиболее удаленного конца троллеев.

Произведем расчет крановых троллеев для электропотребителей № 11, 28.

Цель: произвести выбор троллеев из угловой стали с наибольшим удалением от точки присоединения питания L = 36 м.

Расчет для ЭП № 11, 28.

кВт.



По [3, рисунок 5.14, с. 217] определяем К₃₀ - коэффициент спроса для кранов для эффективного числа электроприемников n_Э=1 при среднем режиме работы: К₃₀ = 0,5.

Определим мощность активной тридцатиминутной нагрузки:

кВт.

Определим tg по коэффициенту мощности: tg = 1,73, при сos = 0,5.

Определяем максимальный ток, равный току активной тридцатиминутной нагрузки:

Определим пиковый (кратковременный) ток крана:

, (9.8)

где I_ном - номинальный ток крана (табл. 4.1);

I_{пуск,макс} - максимальный пусковой ток крана (табл. 4.1).

.

Для пикового тока, равного 576,57 А подбираем угловую сталь размером (80Ч80Ч8) мм при I_пик = 615 А с коэффициентом удельных потерь m = 0,12 %/м [3, таблица 5.13, с. 217].

Проверяем выбранную сталь по току нагрузки I₃₀ = 38,41 А. Для стали размером (80Ч80Ч8) мм длительно допустимый переменный ток составляет I_доп = 615 А, что больше I₃₀ = 38,41 А. Следовательно, выбранная сталь удовлетворяет условиям нагрева.

Проверим выбранный размер угловой стали на допустимую потерю напряжения:

.

Полученные значения падения напряжения при пуске двигателя не превышают допустимое (10%), поэтому подпитки к ним не требуется.

10. Расчет защитных аппаратов электрических приемников и электрических сетей

Выбор автоматических выключателей для защиты отдельных электроприемников производим по следующим условиям [13, с. 42-43; 12, с. 289-291]:

а) по номинальному напряжению

(10.1)

где - номинальное напряжение автомата, В.

б) по номинальному току (уставка теплового расцепителя):

(10.2)

где - номинальный ток автомата, А.

в) по номинальному току электромагнитного расцепителя:

(10.3)

где - номинальный ток срабатывания токовой отсечки, А:

(10.4)

где кратность отсечки К_о принимается из ряда 3, 5, 7, 10 для автоматов серии ВА. Для выполнения условия достаточно взять кратность не менее 7, соразмерную с кратностью пуска электродвигателя отдельного ЭП.

Результаты выбора автоматов для отдельных электроприемников представлены в таблице 10.1.

Таблица 10.1 - Выбор автоматов для отдельных электроприемников

№ ЭП	Ip, A	Расчетный ток 1,25•Ip, А	Iном.а, А	Iпуск, А	Расчетный ток отсечки, 1,2•Iпуск, А	Ко	Iном.то, А	Тип автомата	Отключающая способность, Iоткл, кА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	8,99	11,24	12,5	58,435	70,12	7	87,5	ВА 51-25	2,5
2	8,99	11,24	12,5	58,435	70,12	7	87,5	ВА 51-25	2,5
3	8,99	11,24	12,5	58,435	70,12	7	87,5	ВА 51-25	2,5
4	52,14	65,18	80	391,05	469,26	7	560	ВА 51-31	6
5	52,14	65,18	80	391,05	469,26	7	560	ВА 51-31	6
6	29,87	37,34	40	224,025	268,83	7	280	ВА 51-31	6
7	52,14	65,18	80	391,05	469,26	7	560	ВА 51-31	6
8	20,87	26,09	31,5	156,525	187,83	7	220,5	ВА 51-31	6
9	15,93	19,91	20	119,475	143,37	7	140	ВА 51-25	3
10	48,64	60,8	63	364,8	437,76	7	441	ВА 51-31	6
11	76,88	96,1	100	576,6	691,92	7	700	ВА 51-31	7
12	64,95	81,19	100	487,125	584,55	7	700	ВА 51-31	7
13	64,95	81,19	100	487,125	584,55	7	700	ВА 51-31	7
14	11,7	14,63	16	87,75	105,3	7	112	ВА 51-25	3
15	11,7	14,63	16	87,75	105,3	7	112	ВА 51-25	3
16	15,93	19,91	20	119,475	143,37	7	140	ВА 51-25	3
17	15,93	19,91	20	119,475	143,37	7	140	ВА 51-25	3
18	15,93	19,91	20	119,475	143,37	7	140	ВА 51-25	3
19	15,93	19,91	20	119,475	143,37	7	140	ВА 51-25	3
20	48,64	60,8	63	364,8	437,76	7	441	ВА 51-31	6
21	48,64	60,8	63	364,8	437,76	7	441	ВА 51-31	6
22	21,7	27,13	31,5	162,75	195,3	7	220,5	ВА 51-31	6
23	21,7	27,13	31,5	162,75	195,3	7	220,5	ВА 51-31	6
24	83,94	104,93	160	629,55	755,46	7	1120	ВА 51-35	15
25	83,94	104,93	160	629,55	755,46	7	1120	ВА 51-35	15
26	27,19	33,99	40	27,19	32,63	7	280	ВА 51-31	6
27	27,19	33,99	40	27,19	32,63	7	280	ВА 51-31	6
28	76,88	96,1	100	576,6	691,92	7	700	ВА 51-31	7
29	79,97	99,96	100	79,97	95,96	7	700	ВА 51-31	7
30	79,97	99,96	100	79,97	95,96	7	700	ВА 51-31	7
31	47,98	59,98	63	47,98	57,58	7	441	ВА 51-31	6
32	47,98	59,98	63	47,98	57,58	7	441	ВА 51-31	6
33	47,21	59,01	63	354,075	424,89	7	441	ВА 51-31	6
34	47,21	59,01	63	354,075	424,89	7	441	ВА 51-31	6
35	26,89	33,61	40	80,67	96,8	7	280	ВА 51-31	6
36	26,89	33,61	40	80,67	96,8	7	280	ВА 51-31	6
37	83,94	104,93	160	629,55	755,46	7	1120	ВА 51-35	15
38	83,94	104,93	160	629,55	755,46	7	1120	ВА 51-35	15
39	47,21	59,01	63	354,075	424,89	7	441	ВА 51-31	6
40	79,97	99,96	100	79,97	95,96	7	700	ВА 51-31	7
41	79,97	99,96	100	79,97	95,96	7	700	ВА 51-31	7
42	79,97	99,96	100	79,97	95,96	7	700	ВА 51-31	7
43	79,97	99,96	100	79,97	95,96	7	700	ВА 51-31	7
44	21,7	27,13	31,5	162,75	195,3	7	220,5	ВА 51-31	6
45	21,7	27,13	31,5	162,75	195,3	7	220,5	ВА 51-31	6
46	21,7	27,13	31,5	162,75	195,3	7	220,5	ВА 51-31	6
47	21,7	27,13	31,5	162,75	195,3	7	220,5	ВА 51-31	6
48	21,7	27,13	31,5	162,75	195,3	7	220,5	ВА 51-31	6
49	21,7	27,13	31,5	162,75	195,3	7	220,5	ВА 51-31	6
50	21,7	27,13	31,5	162,75	195,3	7	220,5	ВА 51-31	6

11. Выбор сечений проводов и жил кабелей для подключения ЭП и силовых объектов

Для питания отдельных электроприемников применяем кабели марки АВВГ [14]. Проводники для линий к отдельным электроприемникам выбираются с учетом соответствия аппарату защиты согласно условиям [13, с. 43]:

(11.1)

(11.2)

где = 1 - поправочный коэффициент защиты (для невзрыво- и непожароопасных помещений); - номинальный ток автомата, А (таблица 10.1, графа 4).

Выбор сечений проводов и кабельных линий приведен в таблице 11.1.

Таблица 11.1 - Выбор сечений проводов и кабельных линий

№ ЭП	Номинальный ток автомата, А	Допустимый ток провода (кабеля), А	Сечение основной жилы S, мм2	Марка, сечение провода (кабеля)
1	2	3	4	5
1	12,5	23	4	АВВГ 4х4
2	12,5	23	4	АВВГ 4х4
3	12,5	23	4	АВВГ 4х4
4	80	85	35	АВВГ 4х35
5	80	85	35	АВВГ 4х35
6	40	55	16	АВВГ 4х16
7	80	85	35	АВВГ 4х35
8	31,5	39	10	АВВГ 4х10
9	20	23	4	АВВГ 4х4
10	63	70	25	АВВГ 4х25
11	100	120	50	АВВГ 4х50
12	100	120	50	АВВГ 4х50
13	100	120	50	АВВГ 4х50
14	16	23	4	АВВГ 4х4
15	16	23	4	АВВГ 4х4
16	20	23	4	АВВГ 4х4
17	20	23	4	АВВГ 4х4
18	20	23	4	АВВГ 4х4
19	20	23	4	АВВГ 4х4
20	63	70	25	АВВГ 4х25
21	63	70	25	АВВГ 4х25
22	31,5	39	10	АВВГ 4х10
23	31,5	39	10	АВВГ 4х10
24	160	175	95	АВВГ 4х95
25	160	175	95	АВВГ 4х95
26	40	55	16	АВВГ 4х16
27	40	55	16	АВВГ 4х16
28	100	120	50	АВВГ 4х50
29	100	120	50	АВВГ 4х50
30	100	120	50	АВВГ 4х50
31	63	70	25	АВВГ 4х25
32	63	70	25	АВВГ 4х25
33	63	70	25	АВВГ 4х25
34	63	70	25	АВВГ 4х25
35	40	55	16	АВВГ 4х16
36	40	55	16	АВВГ 4х16
37	160	175	95	АВВГ 4х95
38	160	175	95	АВВГ 4х95
39	63	70	25	АВВГ 4х25
40	100	120	50	АВВГ 4х50
41	100	120	50	АВВГ 4х50
42	100	120	50	АВВГ 4х50
43	100	120	50	АВВГ 4х50
44	31,5	39	10	АВВГ 4х10
45	31,5	39	10	АВВГ 4х10
46	31,5	39	10	АВВГ 4х10
47	31,5	39	10	АВВГ 4х10
48	31,5	39	10	АВВГ 4х10
49	31,5	39	10	АВВГ 4х10
50	31,5	39	10	АВВГ 4х10

Для питания СП и ШРА применяем кабели марки АВВГ, выбор сечения которых производится по расчетному току [7, таблица 1.3.5] (таблицы 11.2-11.3).

Таблица 11.2 - Выбор кабелей для питания СП (вариант 1)

Номер СП	Ток срабатывания теплового расцепителя автомата, А	Допустимый ток провода (кабеля), А	Сечение основной жилы S, мм2	Марка, сечение провода (кабеля)
1	2	3	4	5
СП-1	100	120	50	АВВГ 4х50
СП-2	50	55	16	АВВГ 4х16
СП-3	160	175	95	АВВГ 4х95
СП-4	80	85	35	АВВГ 4х35
СП-5	50	55	16	АВВГ 4х16
СП-6	320	350	2*95	АВВГ 2х(4х95)
СП-7	320	350	2*95	АВВГ 2х(4х95)



Таблица 11.3 - Выбор кабелей для питания ШРА (вариант 2)

Номер ШРА	Ток срабатывания теплового расцепителя автомата, А	Допустимый ток провода (кабеля), А	Сечение основной жилы S, мм2	Марка, сечение провода (кабеля)
1	2	3	4	5
ШРА-1	400	400	2*120	АВВГ 2х(4х120)
ШРА-2	630	800	2*240	АВВГ 2х(4х240)

12. Выбор единичных мощностей и количества трансформаторов цеховых ТП

Правильный выбор числа и мощности трансформатора на подстанции является одним из основных вопросов рационального построения системы электроснабжения [4]. напряжение ток электрический приемник

В нормальных условиях силовые трансформаторы должны обеспечить питание всех электропотребителей объекта.

При проектировании систем электроснабжения установка одного трансформаторной подстанции рекомендуется для потребителей 3 категории надежности, а также второй при наличии значительного числа электропотребителей малой мощности.

Двухтрансформаторные подстанции применяются для питания электропотребителей 2 и 1 категории, кроме того, 2-х трансформаторные подстанции целесообразно выбирать при не равномерном годовом графике электронагрузки предприятия, а также при сезонном режиме работы одно - или двух сменных предприятий, со значительной разницей в загрузке смен. В этих случаях режимах минимальных нагрузок целесообразно отключать один из двух трансформаторных подстанции.

Так как проектируемый цех относится к II категории надежности, то принимаем к установке два трансформатора.

Выбор мощности трансформаторов производится исходя из расчетной нагрузки объекта электроснабжения, допустимой перегрузки трансформатора.

Согласно [7] при выборе мощности трансформатора рекомендуется на двух трансформаторной подстанции применять однотипные трансформаторы одной мощности. При выборе двух трансформаторов на подстанцию мощность каждого трансформатора должна быть выбрана с таким учетом, чтобы при выходе из строя одного из трансформаторов оставшийся в работе трансформатор мог бы нести всю нагрузку потребителей 1 и 2 категории, и был бы загружен при этом не более чем на 140%.

Если известна полная расчетная мощность объекта проектирования S_р и коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, можно определить расчетную номинальную мощность трансформатора по формуле [12], кВА:

(12.1)

где полная расчетная нагрузка.

коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов, который зависит от категории надёжности объекта проектирования и числа трансформаторов на подстанции.

Для данного объекта (цеха) , т.к. электроприемники II категории надёжности с двухтрансформаторной подстанцией, тогда в соответствии с таблицей 14.1:

кВА.

Здесь - величина мощности компенсирующих устройств, обоснованная в п.13.

Тогда по формуле (12.1) находим:

кВА.

По расчетной нагрузке выбираем КТП-2х320/10/0,4 (комплектная трансформаторная подстанция, с установкой трансформаторов мощностью 320 кВА; первичное напряжение 10 кВ, вторичное 0,4 кВ) [11].

Коэффициент загрузки и коэффициент перегрузки соответственно:

13. Компенсация реактивных нагрузок в электрических сетях цеха

Компенсация реактивной мощности подразумевает выбор установку различных компенсирующих устройств (КУ) на подстанцию, питающую электропотребителей предприятия.

Наибольшая реактивная мощность Q₁, которая может быть передана в сеть напряжением до 1 кВ из сети 10 кВ без увеличения числа трансформаторов (для трансформаторов масляных и заполненных негорючей жидкостью) [2] определяется как

. (13.1)

Определяем мощность КУ на напряжение 0,4 кВ:

Q_КУ = УQ_рН - Q₁ = 218,91 - 354,88 = -135,97 кВАр.

Исходя из этих соображений, поскольку мощность компенсирующих устройств получилась меньше нуля, то установка КУ не требуется. Однако экономическое значение коэффициента реактивной мощности в часы максимума нагрузки при напряжении 6-20 кВ составляет 0,4 (Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 22 февраля 2007 г. N 49 «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения)»).

В нашем случае коэффициент реактивной мощности tgц = 0,64 (таблица 14.1), поэтому для обеспечения надлежащего качества электроэнергии и выполнения договорных условий выбираем следующие две конденсаторные установки для подключения на каждую секцию 0,4 кВ КТП:

АУКРМ-ЭМ-0,4-50-5, номинальная мощность 50 кВар.

Таким образом, фактическая мощность комплектной конденсаторной установки:

кВар.

Эта мощность записывается в соответствующую строку таблицы 14.1 со знаком минус.

14. Расчет III и IV уровней электроснабжения

В соответствии с последней строкой «Итого» таблицы 7.1, результатами расчетов мощности освещения (п.5), и нормативом потерь в сети 0,4 кВ (3,4%), задаваемых энергоснабжающей организацией, мощность III уровня системы электроснабжения определится как:

(14.1)

(14.2)

(14.3)

По формулам (14.1) - (14.3) находим:

кВт.

кВар.

кВА.

Результаты записываем в таблицу 14.1.

Потери мощности в трансформаторах двухтрансформаторной КТП можно определить по выражениям, используя каталожные данные [1], представленные в таблице 14.1:

, (14.4)

(14.5)

Таблица 14.1 - Каталожные данные трансформаторов КТП

Sном.т., кВА	?Рх, кВт	?Рк, кВт	Uк, %	Iх, %
320	0,91	6,2	4,5	0,7

Нагрузка на IV уровне электроснабжения может быть определена с учетом потерь в обоих трансформаторах, входящих в состав КТП:

Результирующие нагрузки трансформаторной подстанции рекомендуется заносить в формуляр Ф202-90 [6], который составляется с учетом результатов расчетов п.13-14.

Таблица 12.1 - Результирующие нагрузки трансформаторной подстанции

Наименование	Коэффициент реактивной мощности tgц	Расчетная нагрузка	Количество и мощность трансформ. шт., кВА
		кВт	кВАр	кВА
		Рр	Qp	Sp
1	2	3	4	5	6
КТП					2*320
Силовая нагрузка 0,4 кВ	0,64	321,58	205,81	381,8
Осветительная нагрузка	1,44	9,1	13,1	15,95
Итого на стороне 0,4 кВ без учета потерь в сети 0,4 кВ	0,66	330,68	218,91	396,57
Потери в сети 0,4 кВ		11,24
Итого на стороне 0,4 кВ с учетом потерь в сети 0,4 кВ		341,92	218,91	405,99
Мощность КУ в сети 0,4 кВ			0
Итого на стороне 0,4 кВ с учетом КУ	0,64	341,92	218,91	405,99
Потери в трансформаторах		6,81	16,07
Итого на стороне ВН 10 кВ		348,73	234,98	420,51
Мощность КУ в сети 0,4 кВ с учетом выполнения предельного tgц			-100		2*50
Итого на стороне 0,4 кВ с учетом КУ	0,35	341,92	118,91	362,01
Потери в трансформаторах	Кз=0,57; Кпер=1,13	5,78	13,7
Итого на стороне ВН 10 кВ с учетом выполнения предельного tgц	0,38	347,7	132,61	372,13

Определяем сечения линии связи цеха с источником питания.

Сечения кабелей в сетях выше 1000 В выбираются по экономической плотности тока, соответствующее режиму максимальных нагрузок:

, (14.6)

где I_р - расчетный ток одной линии в нормальном режиме работы, т.е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается;

j_эк - экономическая плотность тока для заданных условий работы [7, таблица 1.3.36].

Расчетный ток одной линии в нормальном режиме работы:

А.

По формуле (14.6) находим:

.

Ближайшее стандартное для 10 кВ сечение - 16 мм². По [7, таблица 1.3.16] при условии прокладки в земле выбираем кабель ААШв 3х16 с допустимым током нагрузки 75 А. Фактический длительный ток нагрева в послеаварийном режиме (когда отключается одна из параллельных цепей) равен

2 • 10,74 = 21,48 А,

следовательно, выбранное сечение проходит по допустимому току нагрева в рабочих режимах:

21,48 < 75 А.

Потери мощности в ЛЭП определяются по формуле:

, (14.7)

где - активное сопротивление 1 км линии, Ом/км (см. ниже);

- длина линии, км;

- количество параллельно подключенных линий (цепей).

кВт.

Потери напряжения в высоковольтной линии напряжением до 35 кВ (в нашем случае 10 кВ), в процентах от номинального напряжения [12, с. 54] определяют по формуле:

(14.8)

где - длина кабельной линии, км; - удельное активное и реактивное сопротивление кабеля, Ом/км; - номинальное напряжение сети, В; - расчетный ток электроприемника, А.

Удельное активное и индуктивное сопротивления кабеля при напряжении 10 кВ определяются согласно [12, с. 54].

Таким образом, потери напряжения в питающей кабельной линии:

< 5%.

Потери напряжения находятся в допустимых пределах.

15. Технико-экономическое сравнение вариантов цеховой сети

Расчет потерь активной и реактивной мощности и напряжения в цеховой распределительной сети

Произведем расчет потерь мощности и напряжения в кабельных линиях. Потеря напряжения в процентах к номинальному напряжению сети [12, с. 54]:

(15.1)

где - длина кабельной линии, км; - удельное активное и реактивное сопротивление кабеля, Ом/км; - расчетный ток электроприемника, А.

Потеря напряжения в процентах к номинальному напряжению сети:

(15.2)

где

- номинальное напряжение сети, В

Потеря активной и реактивной мощности:

(15.3)

(15.4)

где - максимальный рабочий ток электроприемника, А; l - длина кабельной линии, км; - удельное активное и реактивное сопротивление кабеля, Ом/км.

В качестве примера рассмотрим расчет потерь мощности и напряжения для 1-го электроприемника:

В;

%;

кВт;

кВар.

Результаты расчетов потерь в кабельных линиях к электроприемникам по двум вариантам соответственно представлены в таблицах 15.1-15.2.

Таблица 15.1 - Расчет потерь мощности и напряжения (1 вариант)

№	cosф	sinф	L, м	Iр, А	S, ммІ	rуд, Ом/км	xуд, Ом/км	ДU, %	ДР, кВт	ДU, В	ДQ, квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	0,6	0,8	10	8,99	4	7,74	0,095	0,19	0,019	0,722	0
2	0,6	0,8	7	8,99	4	7,74	0,095	0,14	0,013	0,532	0
3	0,6	0,8	4	8,99	4	7,74	0,095	0,08	0,008	0,304	0
4	0,5	0,87	2	52,14	35	0,89	0,0637	0,02	0,015	0,076	0,001
5	0,5	0,87	5	52,14	35	0,89	0,0637	0,06	0,036	0,228	0,003
6	0,5	0,87	9	29,87	16	1,94	0,0675	0,13	0,047	0,494	0,002
7	0,5	0,87	5	52,14	35	0,89	0,0637	0,06	0,036	0,228	0,003
8	0,6	0,8	2	20,87	10	3,1	0,073	0,04	0,008	0,152	0
9	0,6	0,8	5	15,93	4	7,74	0,095	0,17	0,029	0,646	0
10	0,6	0,8	1	48,64	25	1,24	0,0662	0,02	0,009	0,076	0
11	0,5	0,87	15	76,88	50	0,62	0,0625	0,19	0,165	0,722	0,017
12	0,6	0,8	5	64,95	50	0,62	0,0625	0,06	0,039	0,228	0,004
13	0,6	0,8	3	64,95	50	0,62	0,0625	0,04	0,024	0,152	0,002
14	0,6	0,8	4	11,7	4	7,74	0,095	0,1	0,013	0,38	0
15	0,6	0,8	2	11,7	4	7,74	0,095	0,05	0,006	0,19	0
16	0,6	0,8	3	15,93	4	7,74	0,095	0,1	0,018	0,38	0
17	0,6	0,8	7	15,93	4	7,74	0,095	0,24	0,041	0,912	0,001
18	0,6	0,8	3	15,93	4	7,74	0,095	0,1	0,018	0,38	0
19	0,6	0,8	3	15,93	4	7,74	0,095	0,1	0,018	0,38	0
20	0,6	0,8	8	48,64	25	1,24	0,0662	0,14	0,07	0,532	0,004
21	0,6	0,8	1	48,64	25	1,24	0,0662	0,02	0,009	0,076	0
22	0,6	0,8	9	21,7	10	3,1	0,073	0,17	0,039	0,646	0,001
23	0,6	0,8	2	21,7	10	3,1	0,073	0,04	0,009	0,152	0
24	0,6	0,8	11	83,94	95	0,326	0,0602	0,1	0,076	0,38	0,014
25	0,6	0,8	14	83,94	95	0,326	0,0602	0,13	0,096	0,494	0,018
26	0,95	0,31	6	27,19	16	1,94	0,0675	0,14	0,026	0,532	0,001
27	0,95	0,31	9	27,19	16	1,94	0,0675	0,21	0,039	0,798	0,001
28	0,5	0,87	5	76,88	50	0,62	0,0625	0,06	0,055	0,228	0,006
29	0,95	0,31	8	79,97	50	0,62	0,0625	0,18	0,095	0,684	0,01
30	0,95	0,31	8	79,97	50	0,62	0,0625	0,18	0,095	0,684	0,01
31	0,95	0,31	2	47,98	25	1,24	0,0662	0,05	0,017	0,19	0,001
32	0,95	0,31	2	47,98	25	1,24	0,0662	0,05	0,017	0,19	0,001
33	0,8	0,6	12	47,21	25	1,24	0,0662	0,27	0,099	1,026	0,005
34	0,8	0,6	9	47,21	25	1,24	0,0662	0,2	0,075	0,76	0,004
35	0,5	0,87	7	26,89	16	1,94	0,0675	0,09	0,029	0,342	0,001
36	0,5	0,87	9	26,89	16	1,94	0,0675	0,11	0,038	0,418	0,001
37	0,6	0,8	8	83,94	95	0,326	0,0602	0,07	0,055	0,266	0,01
38	0,6	0,8	11	83,94	95	0,326	0,0602	0,1	0,076	0,38	0,014
39	0,8	0,6	12	47,21	25	1,24	0,0662	0,27	0,099	1,026	0,005
40	0,95	0,31	8	79,97	50	0,62	0,0625	0,18	0,095	0,684	0,01
41	0,95	0,31	2	79,97	50	0,62	0,0625	0,04	0,024	0,152	0,002
42	0,95	0,31	6	79,97	50	0,62	0,0625	0,13	0,071	0,494	0,007
43	0,95	0,31	3	79,97	50	0,62	0,0625	0,07	0,036	0,266	0,004
44	0,6	0,8	8	21,7	10	3,1	0,073	0,15	0,035	0,57	0,001
45	0,6	0,8	2	21,7	10	3,1	0,073	0,04	0,009	0,152	0
46	0,6	0,8	2	21,7	10	3,1	0,073	0,04	0,009	0,152	0
47	0,6	0,8	3	21,7	10	3,1	0,073	0,06	0,013	0,228	0
48	0,6	0,8	3	21,7	10	3,1	0,073	0,06	0,013	0,228	0
49	0,6	0,8	4	21,7	10	3,1	0,073	0,08	0,018	0,304	0
50	0,6	0,8	5	21,7	10	3,1	0,073	0,09	0,022	0,342	0,001



Таблица 15.2 - Расчет потерь мощности и напряжения (2 вариант)

№	cosф	sinф	L, м	Iр, А	S, ммІ	rуд, Ом/км	xуд, Ом/км	ДU, %	ДР, кВт	ДU, В	ДQ, квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	0,6	0,8	14	8,99	4	7,74	0,095	0,27	0,026	1,026	0
2	0,6	0,8	12	8,99	4	7,74	0,095	0,23	0,023	0,874	0
3	0,6	0,8	12	8,99	4	7,74	0,095	0,23	0,023	0,874	0
4	0,5	0,87	12	52,14	35	0,89	0,0637	0,14	0,087	0,532	0,006
5	0,5	0,87	12	52,14	35	0,89	0,0637	0,14	0,087	0,532	0,006
6	0,5	0,87	10	29,87	16	1,94	0,0675	0,14	0,052	0,532	0,002
7	0,5	0,87	13	52,14	35	0,89	0,0637	0,15	0,094	0,57	0,007
8	0,6	0,8	16	20,87	10	3,1	0,073	0,29	0,065	1,102	0,002
9	0,6	0,8	20	15,93	4	7,74	0,095	0,69	0,118	2,622	0,001
10	0,6	0,8	4	48,64	25	1,24	0,0662	0,07	0,035	0,266	0,002
11	0,5	0,87	14	76,88	50	0,62	0,0625	0,18	0,154	0,684	0,016
12	0,6	0,8	3	64,95	50	0,62	0,0625	0,04	0,024	0,152	0,002
13	0,6	0,8	3	64,95	50	0,62	0,0625	0,04	0,024	0,152	0,002
14	0,6	0,8	4	11,7	4	7,74	0,095	0,1	0,013	0,38	0
15	0,6	0,8	4	11,7	4	7,74	0,095	0,1	0,013	0,38	0
16	0,6	0,8	4	15,93	4	7,74	0,095	0,14	0,024	0,532	0
17	0,6	0,8	3	15,93	4	7,74	0,095	0,1	0,018	0,38	0
18	0,6	0,8	5	15,93	4	7,74	0,095	0,17	0,029	0,646	0
19	0,6	0,8	4	15,93	4	7,74	0,095	0,14	0,024	0,532	0
20	0,6	0,8	15	48,64	25	1,24	0,0662	0,27	0,132	1,026	0,007
21	0,6	0,8	5	48,64	25	1,24	0,0662	0,09	0,044	0,342	0,002
22	0,6	0,8	7	21,7	10	3,1	0,073	0,13	0,031	0,494	0,001
23	0,6	0,8	7	21,7	10	3,1	0,073	0,13	0,031	0,494	0,001
24	0,6	0,8	13	83,94	95	0,326	0,0602	0,12	0,09	0,456	0,017
25	0,6	0,8	14	83,94	95	0,326	0,0602	0,13	0,096	0,494	0,018
26	0,95	0,31	13	27,19	16	1,94	0,0675	0,3	0,056	1,14	0,002
27	0,95	0,31	14	27,19	16	1,94	0,0675	0,32	0,06	1,216	0,002
28	0,5	0,87	4	76,88	50	0,62	0,0625	0,05	0,044	0,19	0,004
29	0,95	0,31	8	79,97	50	0,62	0,0625	0,18	0,095	0,684	0,01
30	0,95	0,31	5	79,97	50	0,62	0,0625	0,11	0,059	0,418	0,006
31	0,95	0,31	8	47,98	25	1,24	0,0662	0,21	0,069	0,798	0,004
32	0,95	0,31	5	47,98	25	1,24	0,0662	0,13	0,043	0,494	0,002
33	0,8	0,6	8	47,21	25	1,24	0,0662	0,18	0,066	0,684	0,004
34	0,8	0,6	8	47,21	25	1,24	0,0662	0,18	0,066	0,684	0,004
35	0,5	0,87	10	26,89	16	1,94	0,0675	0,13	0,042	0,494	0,001
36	0,5	0,87	10	26,89	16	1,94	0,0675	0,13	0,042	0,494	0,001
37	0,6	0,8	9	83,94	95	0,326	0,0602	0,08	0,062	0,304	0,011
38	0,6	0,8	9	83,94	95	0,326	0,0602	0,08	0,062	0,304	0,011
39	0,8	0,6	8	47,21	25	1,24	0,0662	0,18	0,066	0,684	0,004
40	0,95	0,31	5	79,97	50	0,62	0,0625	0,11	0,059	0,418	0,006
41	0,95	0,31	8	79,97	50	0,62	0,0625	0,18	0,095	0,684	0,01
42	0,95	0,31	8	79,97	50	0,62	0,0625	0,18	0,095	0,684	0,01
43	0,95	0,31	5	79,97	50	0,62	0,0625	0,11	0,059	0,418	0,006
44	0,6	0,8	4	21,7	10	3,1	0,073	0,08	0,018	0,304	0
45	0,6	0,8	4	21,7	10	3,1	0,073	0,08	0,018	0,304	0
46	0,6	0,8	4	21,7	10	3,1	0,073	0,08	0,018	0,304	0
47	0,6	0,8	4	21,7	10	3,1	0,073	0,08	0,018	0,304	0
48	0,6	0,8	6	21,7	10	3,1	0,073	0,11	0,026	0,418	0,001
49	0,6	0,8	6	21,7	10	3,1	0,073	0,11	0,026	0,418	0,001
50	0,6	0,8	9	21,7	10	3,1	0,073	0,17	0,039	0,646	0,001

Потери напряжения в кабелях, соединяющих СП с КТП рассчитываются аналогично потерям в кабелях по формулам (15.1) - (15.4). Расчеты сведем в таблицу 15.3.

В шинопроводах потери напряжения и мощности вычисляются по формулам (15.1) - (15.4), при условии, что вводная коробка расположена в начале шинопровода [12, с.184].

Таблица 15.3 - Расчет потерь в кабелях, питающих СП

№ СП	cosц	sinц	L, м	Iраб, А	S, ммІ	rуд, Ом/км	xуд, Ом/км	ДU, %	ДР, кВт	ДU, В	ДQ, квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	0,51	0,86	8	78,05	50	0,62	0,0625	0,11	0,091	0,418	0,009
2	0,56	0,83	8	42,82	16	1,94	0,0675	0,18	0,085	0,684	0,003
3	0,6	0,8	33	121,41	95	0,326	0,0602	0,45	0,476	1,71	0,088
4	0,6	0,8	20	68,13	35	0,89	0,0637	0,36	0,248	1,368	0,018
5	0,82	0,57	17	41,66	16	1,94	0,0675	0,53	0,172	2,014	0,006
6	0,94	0,34	34	248,09	2*95	0,026	0,022	0,12	0,163	0,456	0,138
7	0,89	0,46	48	250,54	2*95	0,026	0,022	0,18	0,235	0,684	0,199

Результаты расчетов потерь в шинопроводах представлены в таблице 15.4.

Таблица 15.4 - Расчет потерь в шинопроводах

Шино-провод	cosц	sinц	L, м	Iраб, А	rуд, Ом/км	xуд, Ом/км	?U, %	?Р, кВт	Тип	?U,В
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
ШРА-1	0,66	0,75	24	310,01	0,15	0,17	0,768	1,038	ШРА4-400-32-1У3	0,292
ШРА-2	0,92	0,39	12	481,71	0,095	0,11	0,343	0,794	ШРА4-630-32-1У3	0,13

Результаты расчетов потерь в кабелях, питающих шинопроводы, представлены в таблице 15.5.

Таблица 15.5 - Расчет потерь в кабелях, питающих ШРА

№ ШРА	cosц	sinц	L, м	Iраб, А	S, ммІ	rуд, Ом/км	xуд, Ом/км	ДU, %	ДР, кВт	ДU, В	ДQ, квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	0,66	0,75	20	310,01	2*120	0,206	0,0596	0,51	1,188	1,938	0,344
2	0,92	0,39	33	481,71	2*240	0,206	0,0596	1,54	4,732	5,852	1,369

Технико-экономическое сравнение вариантов схемы цеховой сети

Для технико-экономического сравнения вариантов необходимо рассчитать капитальные затраты на сооружение цеховой электрической сети и затраты на ее эксплуатацию.

Экономическим критерием эффективности варианта является минимум приведенных затрат:

З = Е_Н•К + И, (15.4)

где Е_Н = 0,125 - нормативный коэффициент экономической эффективности [12, с. 57];

К - единовременные капитальные затраты (капиталовложения);

И - ежегодные эксплуатационные издержки; ущерб от перерывов электроснабжения не считаем, так как неизвестна зависимость ущерба от качества электроэнергии.

Эксплуатационные издержки определяются:

И = И_Ц + И_?А. (15.5)

Стоимость потерь электроэнергии определяется по формуле:

И_?А = •?А, (15.6)

где  - стоимость потерь 1 кВт•ч электроэнергии (см. ниже).

При расчетах используем укрупненные показатели.

Капитальные затраты на сооружение первого и второго вариантов складываются из затрат на:

1. Распределительные пункты и шинопроводы;

2. Кабели, питающие отдельные электроприемники и СП;

3. Коммутационно - защитные аппараты на 0,4 кВ.

(15.7)

где

К_i - стоимость шинопровода, руб; L_i - длина шинопровода, м; L_c - длина секции шинопровода (3 м).

Расчет для I и II вариантов сведем в таблицу 15.6.

Таблица 15.6 - Расчет стоимости шинопроводов (вариант 2)

Номер ШРА	Iр, А	Тип шинопровода	L, м	Цена, руб/сек (3 м)	Стоимость, руб
ШРА-1	310,01	ШРА4-400-32-1У3	24	7200	57600
ШРА-2	481,71	ШРА4-630-32-1У3	12	8700	34800
ИТОГО	92400

Стоимость распределительных силовых пунктов (таблица 15.7).

Таблица 15.7 - Расчет стоимости силовых пунктов (вариант 1)

Номер СП	Iр, А	Марка СП	Номинальный ток СП, А	Количество присоединений СП	Стоимость, руб
СП-1	78,05	ПР8804-1005	80	8	9000
СП-2	42,82	ПР8804-1007	50	8	7000
СП-3	121,41	ПР8804-1003	125	8	11500
СП-4	68,13	ПР8804-1005	80	8	9000
СП-5	41,66	ПР8804-1007	50	8	7000
СП-6	248,09	ПР8501-1067	250	8	25000
СП-7	250,54	ПР8501-1083	400	8	38000
ИТОГО	106500

Расчет стоимости кабельных линий (таблица 15.8).

Стоимость кабельных линий определяется по выражению:

К_кл = УК_клi • L_i , (15.8)

где К_клi - стоимость 1 м кабеля, L_i - длина кабеля.

Таблица 15.8 - Расчет стоимости кабелей

№ п/п	Сечение кабеля	L, м	Цена, руб./м	Стоимость, руб		№ п/п	Сечение кабеля	L, м	Цена, руб./м	Стоимость, руб
1	2	3	4	5		1	2	3	4	5
Вариант 1		Вариант 2
1	4	10	21	210		1	4	14	21	294
2	4	7	21	147		2	4	12	21	252
3	4	4	21	84		3	4	12	21	252
4	35	2	116	232		4	35	12	116	1392
5	35	5	116	580		5	35	12	116	1392
6	16	9	54	486		6	16	10	54	540
7	35	5	116	580		7	35	13	116	1508
8	10	2	37	74		8	10	16	37	592
9	4	5	21	105		9	4	20	21	420
10	25	1	86	86		10	25	4	86	344
11	50	15	185	2775		11	50	14	185	2590
12	50	5	185	925		12	50	3	185	555
13	50	3	185	555		13	50	3	185	555
14	4	4	21	84		14	4	4	21	84
15	4	2	21	42		15	4	4	21	84
16	4	3	21	63		16	4	4	21	84
17	4	7	21	147		17	4	3	21	63
18	4	3	21	63		18	4	5	21	105
19	4	3	21	63		19	4	4	21	84
20	25	8	86	688		20	25	15	86	1290
21	25	1	86	86		21	25	5	86	430
22	10	9	37	333		22	10	7	37	259
23	10	2	37	74		23	10	7	37	259
24	95	11	370	4070		24	95	13	370	4810
25	95	14	370	5180		25	95	14	370	5180
26	16	6	54	324		26	16	13	54	702
27	16	9	54	486		27	16	14	54	756
28	50	5	185	925		28	50	4	185	740
29	50	8	185	1480		29	50	8	185	1480
30	50	8	185	1480		30	50	5	185	925
31	25	2	86	172		31	25	8	86	688
32	25	2	86	172		32	25	5	86	430
33	25	12	86	1032		33	25	8	86	688
34	25	9	86	774		34	25	8	86	688
35	16	7	54	378		35	16	10	54	540
36	16	9	54	486		36	16	10	54	540
37	95	8	370	2960		37	95	9	370	3330
38	95	11	370	4070		38	95	9	370	3330
39	25	12	86	1032		39	25	8	86	688
40	50	8	185	1480		40	50	5	185	925
41	50	2	185	370		41	50	8	185	1480
42	50	6	185	1110		42	50	8	185	1480
43	50	3	185	555		43	50	5	185	925
44	10	8	37	296		44	10	4	37	148
45	10	2	37	74		45	10	4	37	148
46	10	2	37	74		46	10	4	37	148
47	10	3	37	111		47	10	4	37	148
48	10	3	37	111		48	10	6	37	222
49	10	4	37	148		49	10	6	37	222
50	10	5	37	185		50	10	9	37	333
Кабели, питающие СП		Кабели, питающие ШРА
СП-1	50	8	185	1480		ШРА-1	2*120	20	890	17800
СП-2	16	8	54	432		ШРА-2	2*240	33	1780	58740
СП-3	95	33	370	12210
СП-4	35	20	116	2320
СП-5	16	17	54	918
СП-6	2*95	34	740	25160
СП-7	2*95	48	740	35520
				116057						121662

Стоимость автоматов по 1-му и 2-му варианту (таблица 15.9).

Таблица 15.9 - Стоимость автоматов

Место установки	Тип автомата	Номинальный ток, А	Цена автомата, руб.	Место установки	Тип автомата	Номинальный ток, А	Цена автомата, руб.
Вариант 1	Вариант 2
СП-1	ВА 51-31	100	1200	ШРА-1	ВА 51-37	400	2300
СП-2	ВА 51-31	50	680	ШРА-2	ВА 51-39	630	5600
СП-3	ВА 51-35	160	1200
СП-4	ВА 51-31	80	870
СП-5	ВА 51-31	50	680
СП-6	ВА 51-37	320	2300
СП-7	ВА 51-37	320	2300
ИТОГО	9230	ИТОГО	7900

Расчет стоимости капиталовложений:

К_ВАР1 = К_КЛ + К_СП + К_{АВТОМАТ} = 116,057 + 106,5 + 9,23 = 231,787 тыс. руб.

К_ВАР2 = К_КЛ + К_ШРА+ К_{АВТОМАТ} = 121,662 + 92,4 + 7,9 = 221,962 тыс. руб.

Издержки определяются по формуле:

, (15.9)

где И_% - процентное отчисление на амортизацию, ремонт и обслуживание, составляет в сумме 9,4% для силового электротехнического оборудования низкого напряжения [1, табл.12.3, с. 535];

В - стоимость потерь одного киловатт в час электроэнергии (стоимость электроэнергии за 1 кВт-ч задается по среднему уровню тарифа, установленному Федеральной службой по тарифам: 2,7 руб./кВт.ч (Приказ Федеральной антимонопольной службы № 1057/15 от 06.11.2015 «О предельных уровнях тарифов на электрическую энергию (мощность) на 2016 год»).

Потери электроэнергии:

?А = ?Р • ф, (15.10)

где ф - время максимальных потерь, ч/год:

ф = (0,124 + Т_м /10000)І •8760, (15.11)

где

Т_м - время использования максимальной нагрузки, ч/год.

Потери энергии в цеховой распределительной сети определяются исходя из следующих условий: цех работает в две смены, следовательно, для данного объекта Т_м = 3600 ч/год,

ф = (0,124 + 3600/10000)І • 8760 = 2052 ч/год.

Для первого варианта:

а) потери мощности:

.

б) потери энергии:

.

Для второго варианта:

а) потери мощности:

.

б) потери энергии:

.

Результирующие издержки:

И₁ = 0,094 • 231787 + 7164 • 2,7 = 41131 руб/год.

И₂ = 0,094 • 221962 + 21365 • 2,7 = 78550 руб/год.

Определяем приведенные затраты:

З₁ = 0,125 • 231787 + 41131 = 70104 руб/год.

З₂ = 0,125 • 221962 + 78550 = 106295 руб/год.

Расхождение по затратам:

Расхождение между затратами составляет 34,05 > 5%, следовательно, варианты неравноценны и выбираем вариант №1 (с применением СП) с наименьшими затратами.



16. Электротехнический расчет электрического освещения. Выбор щитов освещения, кабелей и защитной аппаратуры

Для светильников общего освещения применяется напряжение 220 В. Электроснабжение рабочего и аварийного освещения выполняется самостоятельными линиями от главного щита освещения и главного щита аварийного освещения, подключенных к шинам низкого напряжения подстанции. При этом электроэнергия от подстанции передаётся питающими линиями на групповые осветительные щитки. Питание источников света осуществляется от групповых щитков групповыми линиями.

Распределение светильников по фазам по длине групповой линии выполняется для снижения потерь мощности и напряжения в проводе, уменьшения стробоскопического эффекта и снижения ущерба при исчезновении напряжения в одной из фаз.

Задачей данного раздела является оптимальное распределение светильников по фазам, выбор осветительного щита и питающего кабеля. Лампы распределяются относительно фаз таким образом, чтобы суммарная нагрузка фаз была равномерной. Нагрузку можно считать равномерной, если моменты нагрузок отличаются незначительно.

Произведем расчет для рабочего и аварийного освещения согласно методикам, представленным в [10, 12].

Момент осветительной нагрузки определяют по выражению:

М = ? Р_i • l_i , (16.1)

где

Р_i - мощность лампы, кВт.

l_i - расстояние от ИП до лампы, м.

?М_а ? ?М_в ? ?М_с. (16.2)

Такое размещение позволяет выравнивать нагрузку по фазам.

Произведем выбор сечения проводников осветительной сети. Выбор сечения осуществляется с учетом рекомендаций:

- должна обеспечиваться достаточная механическая прочность.

- прохождение тока нагрузки не должно вызвать перегрев проводников I_доп ? I_раб.

У источника света должен поддерживаться необходимый уровень напряжения.

Потери напряжения, %:

(16.3)

где - для сети 380/220 В при алюминиевых проводниках [12, с. 273];

s - сечение проводника.

Расчетная нагрузка, Вт:

Р_р.о.= Р_уст•К_с•К_ПРА, (16.4)

где Р_уст - установленная мощность ламп.

К_с - коэффициент спроса (см. п.5).

К_ПРА- коэффициент, учитывающий потери в пускорегулирующей аппаратуре (см. п.5).

Максимальный расчетный ток в трехфазной сети, А:

(16.5)

где расчетная нагрузка;

- напряжение на лампах, В;

cosц - коэффициент мощности ламп (см. п.5).

Электротехнический расчет для рабочего освещения

В цехе имеется 2 ряда по 5 светильников и 2 ряда по 6 светильников с лампами ДРЛ мощностью 0,4 кВт. Распределим их по фазам так, как показано на рисунке 16.1.

Значения результирующих моментов по каждой фазе представлено в таблице 16.1. Условие (16.2) выполняется.

Выберем сечение по максимальному значению результирующего момента при допустимой потере напряжения = 2,5 % [10, с. 343], т.е. при U_min% = 97,5%:

(16.6)

Рисунок 16.1 - Расположение ламп рабочего освещения по фазам

По формуле (16.6) рассчитываем сечение:

мм².

Выбираем алюминиевый провод марки АВВГ 4х2,5 с сечением основной жилы s = 2,5 мм² и допустимым током 19 А.

Рассчитываем фактическую потерю напряжения:

В.

По формуле (16.4) находим расчетную нагрузку одной группы:

Р_р.о.= (6·0,4)·0,95·1,1 = 2,51 кВт.

Таблица 16.1 - Вычисление моментов осветительной нагрузки рабочего освещения

№ группы	Фаза	Расстояние от первого светильника группы до щитка, м	Расстояние светильника с указанным номером до первого светильника группы*
			1	2	3	4	5	Суммарный момент по фазам группы	Ма ? Мв ? Мс - результирующие (суммарные) моменты нагрузки у щитка
			Кратность расстояния**	Расстояние между светильниками в группе, м	Суммарная длина (плечо) от данного светильника до щитка, м	Кратность расстояния**	Расстояние между светильниками в группе, м	Суммарная длина (плечо) от данного светильника до щитка, м	Кратность расстояния**	Расстояние между светильниками в группе, м	Суммарная длина (плечо) от данного светильника до щитка, м	Кратность расстояния**	Расстояние между светильниками в группе, м	Суммарная длина (плечо) от данного светильника до щитка, м	Кратность расстояния**	Расстояние между светильниками в группе, м	Суммарная длина (плечо) от данного светильника до щитка, м
1	А	12	1	8	8	2	8	16		8	0		8	0				14,4	62,48
	В			8	0		8	0	3	8	24	4	8	32				27,2	60,56
	С			8	0		8	0		8	0		8	0				4,8	62,16
2	А			8	0		8	0	3	8	24		8	0				11,6
	В			8	0	2	8	16		8	0		8	0				8,4
	С	5	1	8	8		8	0		8	0	4	8	32				18
3	А	3		7,2	0		7,2	0		7,2	0	4	7,2	29		7,2	0	12,72
	В			7,2	0	2	7,2	14	3	7,2	22		7,2	0		7,2	0	15,6
	С		1	7,2	7,2		7,2	0		7,2	0		7,2	0	5	7,2	36	18,48
4	А	9		7,2	0		7,2	0	3	7,2	22	4	7,2	29		7,2	0	23,76
	В			7,2	0	2	7,2	14		7,2	0		7,2	0		7,2	0	9,36
	С		1	7,2	7,2		7,2	0		7,2	0		7,2	0	5	7,2	36	20,88

Примечание. *Кратность расстояния - множитель, показывающий, сколько раз нужно умножить расстояние между светильниками в группе, чтобы получить полную длину плеча от данного светильника до щита. **Для удобства определения кратности расстояния первый светильник в группе не нумеруется.

По формуле (16.5) находим расчетный ток:

Расчетный ток не превышает допустимый ток кабеля.

Определим сечение кабеля от щита освещения (ЩО) до КТП.

Расчетную нагрузку находим по формуле (16.4):

Р_р.о.= (22·0,4)·0,95·1,1 = 9,2 кВт.

Определим максимальный расчетный ток по формуле (16.4):

Выбираем алюминиевый провод марки АВВГ 4х6 с сечением основной жилы s = 6 мм² и допустимым током 30 А.

Выбираем осветительный щиток ЩО-II-1А-25-9 с номинальным током I_ном = 25 А, с присоединениями по 10 А.

Вводной автомат: ВА 47-29, I_ном = 25 А;

Групповой автомат отходящей линии: ВА 47-29, I_ном = 10 А.

Рассчитываем фактическую потерю напряжения в кабеле, питающем щиток:

В.

Суммарная потеря напряжения:

что допустимо.

Электротехнический расчет для аварийного освещения

Электротехнический расчет для аварийного освещения выполняем по аналогии с расчетом для рабочего освещения.

В цехе имеется 2 ряда по 3 светильника и 2 ряда по 4 светильника со светодиодными лампами мощностью 0,045 кВт. Распределим их по фазам так, как показано на рисунке 16.2.

Значения результирующих моментов по каждой фазе представлено в таблице 16.2. Условие (16.2) выполняется.

Рисунок 16.2 - Расположение ламп аварийного освещения по фазам

По формуле (16.6) рассчитываем сечение:

мм².

Выбираем алюминиевый провод марки АВВГ 4х2,5 с сечением основной жилы s = 2,5 мм² и допустимым током 19 А.

Рассчитываем фактическую потерю напряжения:

В.

По формуле (16.4) находим расчетную нагрузку одной группы:

Р_а.о.= (4·0,045)·0,95·1,1 = 0,2 кВт.

Таблица 16.2 - Вычисление моментов осветительной нагрузки аварийного освещения

№ группы	Фаза	Расстояние от первого светильника группы до щитка, м	Расстояние светильника с указанным номером до первого светильника группы*
			1	2	3	Суммарный момент по фазам группы	Ма ? Мв ? Мс - результирующие (суммарные) моменты нагрузки у щитка
			Кратность расстояния**	Расстояние между светильниками в группе, м	Суммарная длина (плечо) от данного светильника до щитка, м	Кратность расстояния**	Расстояние между светильниками в группе, м	Суммарная длина (плечо) от данного светильника до щитка, м	Кратность расстояния**	Расстояние между светильниками в группе, м	Суммарная длина (плечо) от данного светильника до щитка, м
1	А	11		14,4	0		14,4	0				0,495	4,815
	В			14,4	0	2	14,4	29				1,791	4,635
	С		1	14,4	14		14,4	0				1,143	4,635
2	А			14,4	0		14,4	0				0,18
	В	4		14,4	0	2	14,4	29				1,476
	С		1	14,4	14		14,4	0				0,828
3	А			14,4	0		14,4	0	3	14,4	43	2,124
	В	8	1	14,4	14	2	14,4	29		14,4	0	2,124
	С			14,4	0		14,4	0		14,4	0	0,18
4	А	16		14,4	0	2	14,4	29		14,4	0	2,016
	В		1	14,4	14		14,4	0		14,4	0	1,368
	С			14,4	0		14,4	0	3	14,4	43	2,664

По формуле (16.5) находим расчетный ток:

Расчетный ток не превышает допустимый ток кабеля.

Определим сечение кабеля от щита освещения (ЩО) до КТП.

Расчетную нагрузку находим по формуле (16.4):

Р_а.о.= (14·0,045)·0,95·1,1 = 0,7 кВт.

Определим максимальный расчетный ток по формуле (16.4):

Выбираем алюминиевый провод марки АВВГ 4х2,5 с сечением основной жилы s = 4 мм² и допустимым током 23 А.

Выбираем осветительный щиток ОЩВ-3-6,3-6 с номинальным током I_ном = 6,3 А, с присоединениями по 1,6 А.