Монтаж проводки

4.1. Разработка  системы электроснабжения

    Цеховые сети распределения электроэнергии должны:

- обеспечивать  необходимую надежность электроснабжения  приемников         электроэнергии в зависимости  от их категории;

-   быть удобные и безопасные  в эксплуатации;

- иметь  оптимальные технико-экономические  показатели (минимум приведенных  затрат);

- иметь  конструктивное исполнение, обеспечивающие  применение индустриальных и  скоростных методов монтажа.

       Схемы цеховых сетей делят  на магистральные и радиальные. Линию цеховой электрической сети, отходящую от распределительного устройства низшего напряжения цеховой ТП и предназначенную для питания отдельных наиболее мощных приемников электроэнергии и распределительной сети цеха, называют главной магистральной линией (или главной магистралью). Главные магистрали рассчитывают на большие рабочие токи (до 6300 А); они имеют небольшое количество присоединений. Рекомендуется применять магистральные схемы с числом отходящих от ТП магистралей, не превышающим числа силовых трансформаторов.

          Распределительные магистрали предназначены   для питания приемников малой  и средней мощности, равномерно  распределенных вдоль линии магистрали. Такие схемы выполняют с помощью  комплектных распределительных  шинопроводов серии ШРА на  токи до 630А. Питание их осуществляют от главных магистралей или РУ низшего напряжения цеховой подстанции.

      Магистральные схемы обеспечивают высокую надежность электроснабжения, обладают универсальностью и гибкостью (позволяют заменять технологическое оборудование без особых изменений электрической сети). Поэтому их применение рекомендуется во всех случаях, если тому не препятствуют территориальные расположения нагрузок, условия среды и технико-экономические показатели.

      Радиальная  схема электроснабжения представляет собой совокупность линий цеховой электрической сети, отходящих от РУ низшего напряжения ТП и предназначенных для питания небольших групп приемников электроэнергии, расположенных в различных местах цеха.

      Распределение электроэнергии к отдельным потребителям при радиальных схемах осуществляют самостоятельными линиями от силовых пунктов, располагаемых в центре электрических нагрузок данной группы потребителей. Рекомендуется использовать как наиболее дешевые силовые пункты с предохранителями (типов СП, СПУ, ШРСУЗ). Радиальные схемы обеспечивают высокую надежность электроснабжения. Однако они требуют больших затрат на электрооборудование и монтаж, чем магистральные схемы.  

Рис. 4.1. Схема электроснабжения цеха

4.2 Расчет  электрических нагрузок

          Для данного проекта выбрана  радиальная схема электроснабжения, расчет которой выполняется по  алгоритму, показанному в главе  1 данного проекта. Разница заключается  в том, что электроприемники  распределяются по подключениям, для каждого из которых расчетная нагрузка определяется по отдельности. При этом коэффициенты расчетной нагрузки находятся по [2,табл. 1] в зависимости от средневзвешенного коэффициента  использования и эффективного числа электроприемников для данного подключения К_р=f(К_и.ср, n_э). Расчет выполнен в таблице 4.1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 4.1. 

Расчет  электрических нагрузок низковольтной  сети по группам подключения 

Продолжение таблицы 4.1. 

5.ВЫБОР  СЕЧЕНИЯ ПРОВОДНИКОВ. 

5.1Выбор  сечений кабелей к силовым  пунктам и распределительным  щитам

      Выбор сечений кабелей к силовым  пунктам и распределительным  осуществляется по расчетному току, который  определяется по формуле:

                    (5.1) 

здесь Р_р, Q_р – расчетные значения активной и реактивной мощностей, текущих по проводнику. 
 

Выбираем провод АВВГ-3х95, С длительно- допустимым током I_дл.доп.=170А.  

      Аналогичным образом выбираются остальные провода  и кабели, результаты расчетов сведены  в таблицу 5.1.

                                                                  Таблица 5.1.

Выбор питающих кабелей.

      Расчетный ток электроприемников, присоединяемых к РЩ или СП, определяется по фактически потребляемой мощности ЭП по формуле  [3,с.292]:

               (5.2) 
 

где P_ном- номинальная активная мощность электроприемника, кВт;

U_ном- номинальное линейное напряжение сети, кВ;

Cosφ- номинальный коэффициент мощности нагрузки;

η- номинальный  КПД электроприемника.

      Для токарных станков показанных на плане  цеха под номером 14-16:

      Для питания станка выбираем провод АВВГ - 3х10 с длительно допустимым током I_дл.доп=38А.

      Аналогично  выбираются сечения питающих проводов для остальных ЭП, результаты сведены  в таблицу 3.2. 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 5.2. 

Выбор сечения  проводников к ЭП

5.2 Расчет  сечения проводов для осветительных  сетей

      Выбор проводников для осветительных  сетей произведен по условию минимума расхода проводникового материала. Осветительная сеть выполняется как трехфазной для ламп ДРЛ, так и однофазной – ЛБ, но распределение светильников по фазам выполнено таким образом, что в целом по цеху осветительная нагрузка является симметричной.

Выбор сечений проводников для каждого  из участка проведем по формуле:

                       (5.1) 

     здесь F – сечение данного участка сети;

     М – момент нагрузки данного участка;

     С – коэффициент, зависящий от материала  проводника. С =46 для меди;

     ΔU_доп =4,1 % - располагаемые потери напряжения осветительной сети, зависящие от мощности трансформатора (630 кВА), его коэффициента загрузки (0,9) и коэффициента мощности (0,85) [4,табл.12-6]. 

     Определяем  моменты нагрузки участков осветительной  сети.

                    M_i=P_свi∙N_свi∙L_прив,    (5.2)

     здесь P_св – мощность светильника, равная мощности лампы.

     N_св – Число светильников на участке;

     L_прив= L_0i+0,5∙L_i,

     Где L_0i – длина от ЩО до первого светильника, м;

     L_i – длина от первого светильника до i-го светильника, м;

           Определяем момент и сечение проводника на участке 1 – 2:

     М_1-2= 0,4∙18·(6+0,5∙91)=370,8 кВт∙м

     Аналогично  находим моменты для остальных  участков, расчеты сводим в таблицу 5.3.

Определяем  момент на участке 0-1 (ГРЩ1 до ЩО);

      (5.3.) 
 

     F=(370,8+478,8)+1,85∙(46,656+37,824+32,832+7,2+30,24+47,424)/46∙4,1=6,487 мм².

     Принимаем ближайшее большее по стандарту сечение – 6мм².Выбираем кабель АВВГ-3х10[5,с.291,340].

     Определяем  токовую нагрузку для участков трехфазной осветительной сети:

                     (5.4) 

           Определяем токовую  нагрузку для участков однофазной осветительной сети:

                           (5.5) 

Проверяем сечение проводника по длительной токовой  нагрузке:

I_p≤I_дл.доп

      Аналогично  производим расчет для остальных  участков осветительной сети. Расчетные  данные заносим в таблицу 5.3. 

Таблица 5.3

Выбор сечения проводников для освещения

            Для защиты осветительных  установок выбираем автоматические выключатели АЕ2046МП-100 (I_ном =63А, I_{рас∙ном} = 156А) и ВА51-31-1 для однофазных приемников. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

6.ВЫБОР  ОБОРУДОВАНИЯ 

            В сетях до 1 кВ защиту электрооборудования выполняют  плавкими предохранителями и расцепителями  автоматических выключателей.

6.1 Выбор  предохранителей

        Плавкий предохранитель предназначен  для защиты электрических установок  от коротких замыканий и перегрузок. Основными его характеристиками  являются ток плавкой вставки  I_{ном вст}, номинальный ток предохранителя I_{ном пр}, номинальное напряжение предохранителя U_{ном пр}, номинальный ток отключения предохранителя I_{ном откл}, защитная (времятоковая) характеристика предохранителя.

      Номинальным током плавкой вставки называют ток, на который рассчитана плавкая  вставка для длительной работы в нормальном режиме. Номинальный ток предохранителя – это ток, при длительном протекании которого не наблюдается перегрева предохранителя в целом. Необходимо иметь в виду, что в предохранителе может использоваться плавкая вставка с номинальным током, меньшим номинального тока предохранителя. Номинальное напряжение предохранителя определяет конструкцию предохранителя и длину плавкой вставки. Отключающая способность предохранителя характеризуется номинальным током отключения, являющимся  наибольшим током КЗ, при котором предохранитель разрывает цепь без каких- либо повреждений, препятствующих его дальнейшей работе после смены плавкой вставки.

              Наибольшее распространение в  сетях до 1 кВ получили предохранители  типа НПН (насыпной неразборный)  и типа ПН2 (насыпной разборный).

              Различают плавкие предохранители  инерционные (типа ИП), способные  выдерживать значительные кратковременные  перегрузки, и безинерционные (типов  НПН, ПН2) с ограниченной способностью  к перегрузкам.

         Выбор предохранителей производится по следующим условиям:

                        U_ном.пр ≥ U_c,     (6.1)

                         I_ном.пр ≥ I_p.max,    (6.2)

Где U_c –номинальное напряжение сети ;

       I_p.max – максимальный рабочий ток.

      Плавкая вставки для безинерционных предохранителе выбирается следующим образом:

          I_{ном.вст} ≥ I_p.max,    (6.3)

      I_{ном.вст} ≥ i_n./К_пер,    (6.4)

Где i_n – пусковой ток одного двигателя.

       К_пер – 2,5 коэффициент перегрузки для легких условий пуска[3,с.284]

Выбор предохранителей для токарного станка №27:

     U_c= 0.4 кВ;

     I_p.max =7,47 А

i_n./К_пер=7,5·7,47/2,5=22,41А.

Выбираем предохранитель типа НПН2-60 с током плавкой вставки

 I_{ном вст} = 63А.

      Аналогично  выбираются предохранители для остальных  ЭП, результаты представлены в таблице 6.1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 6.1

Выбор предохранителей

6.2. Выбор  автоматических выключателей

      Наряду  с плавкими предохранителями в установках напряжением до 1 кВ широко применяют  автоматические воздушные выключатели, выпускаемые в одно-, двух- и трехполюсном исполнении, постоянного и переменного тока.

      Автоматические  выключатели снабжают устройством  релейной защиты, которое в зависимости  от типа выключателя выполняют в  реле токовой отсечки, максимальной токовой защиты или двухступенчатой  токовой защиты. Для этого используют электромагнитные и тепловые реле.

Эти реле называют расцепителями.

      Конструктивно автоматические выключатели намного  сложнее предохранителей и представляют собой сочетание выключателя  и расцепителя. Номинальным током  автоматического выключателя I_ном.а называют наибольший ток, при протекании которого выключатель может длительно работать без повреждений. Номинальным напряжением автоматического выключателя U_ном.а называют указанное в паспорте напряжение, равное напряжению электрической сети, для работы в которой этот выключатель предназначен. Номинальным током расцепителя I_{ном.рас} называют указанный в паспорте ток, длительное протекание которого не вызывает срабатывание расцепителя. Током уставки расцепителя называют наименьший ток, при протекании которого расцепитель срабатывает.

      При выборе уставок тока срабатывания автоматических выключателей необходимо учитывать  различия в характеристиках и  погрешности в работе расцепителей выключателей. Существуют следующие  требования к выбору автоматических выключателей:

     - Номинальное напряжение выключателя  не должно быть ниже напряжения  сети;

     - Отключающая способность должна  быть рассчитана на максимальные  токи КЗ, проходящие по защищаемому  элементу:

     - Номинальный ток расцепителя  должен быть не меньше наибольшего расчетного тока нагрузки, длительно протекающего по защищаемому элементу. 

                             I_{ном.рас}≥ I_p.max;    (6.5) 

     Автоматический  выключатель не должен отключаться  в нормальном режиме работы защищаемого  элемента, поэтому ток уставки  замедленного срабатывания регулируемых расцепителей следует выбирать по условию:

           I_{ном.рас} ≥(1,1: 1,3) I_p.max;   (6.6) 

     При допустимых кратковременных перегрузках  защищаемого элемента автоматический выключатель не должен срабатывать; это достигается выбором уставки мгновенного срабатывания электромагнитного расцепителя по условию

        I_{ном.рас} ≥(1,25: 1,35)· i_пик;             (6.7) 

где I_пик – пиковый ток.

      Пиковый ток рассчитывается по формуле: 

     i_пик= i_п.max+(I_p-k_и∙i_ном.max),  (6.8)

здесь i_п.max – наибольший из пусковых токов двигателей группы приемников;

      I_р – расчетный ток группы приемников;

      k_и – коэффициент использования, характерный для двигателя, имеющего наибольший пусковой ток;

i_ном.max – номинальный ток двигателя с наибольшим пусковым током.

      Выбор автоматического выключателя, защищающего  РЩ1:

I_p.max=68,65 A,

I_пик.= 7,5∙62,26+(68,65-0,16∙62,26)=525,64А,

1,2· I_p.max =1,2·68,65=82,38 А

1,25·i_пик=1,25∙525,64=657,05А

Выбираем автоматический выключатель марки ВА-88-32 [1,табл.А.6]:

I_ном.а =100 A

U_ном.а =0,4 кВ,

I_{ном.рас} =125 A;

I _{рас.ном.э} =1250 A

      Аналогично  выбираем остальные автоматические выключатели, результаты показаны в  таблице 6.2.

Таблица 6.2.

Выбор автоматических выключателей

7.РАСЧЕТ  ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 

      Для проверки выбранного электрооборудования  необходимо провести расчет токов трехфазного  короткого замыкания.

7.1 Расчет  токов трехфазного КЗ.

      Для расчетов тока КЗ составляем схемы  замещения для всех типовых расчетных  точек КЗ (Ввод ГРЩ1 и наиболее удаленный ЭП) Составленные схемы предоставлены на рисунке 7.1)

     Рисунок 7.1.

Схемы для  расчетов тока КЗ в типовых точках. 

Сопротивление системы, приведено к напряжение 0,4 кВ  

             (7.1) 
 

здесь I_откл=20 кА – среднее значение отключающей способности современных выключателей 6 кВ.

             Сопротивление трансформатора ТМ-630 [6.табл.2.50] приведенных к стороне 0,4 кВ:

R_т=3,1 мОм;

Q_т=13,6 мОм  

Сопротивления кабельных линий определяются по удельным сопротивлениям [6. c. 138,139] и их длине: 

Z=z_уд·L,                        (7.4) 
 
 

Л1:

R₀=1,69·50·2=169 мОм

  X₀=0,606·50·2=60,6 мОм

Л2:

 R₀=8,51·46=391,46мОм;

 X₀= 2,274·46=104,6 мОм

Л3:

 R₀=12,5·12=150 мОм;

 X₀= 0,116·12=1,39 мОм 

Находим сопротивление автоматических выключателей

Zкв1- R₀=0,25; X₀=0,1 мОм

Zкв2- R₀=7; X₀=4,5 мОм

Сопротивление плавкой вставки предохранителя перед ЭП 34

 Rпр=40мОм   [6, табл. 2.54]

R_рез=760,81 мОм; X_рез=185,23 мОм

Результирующее  сопротивление при КЗ на ЭП-34: 

                                                         (7.5) 

Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного  КЗ на ЭП-34: 

                                      (7.6)

      Аналогичным образом найдены токи трехфазного КЗ для остальных типовых точек КЗ.

      Ударный ток находится по формуле[6,с.127]: 

                                        (7.7) 

где К_уд – ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Т_а. Постоянная времени [6,с.125] и ударный коэффициент [7,с.46]:

                              (7.8) 
 

                                     (7.9) 

Таблица 7.1

Расчет  токов КЗ

8.ПРОВЕРКА СЕЧЕНИЙ ВЫБРАННЫХ ПРОВОДНИКОВ И КОМУТАЦИОННО – ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ 

8.1 Проверка  выбранных сечений кабелей по  потере напряжения.

Потери  напряжения рассчитываются по формуле:  

                                ΔU-√3·I_p·(r_удcosφ+x_удsinφ)·L/1000,                      (8.1) 

где I_p- расчетный ток в кабеле, А;

r_уд, х_уд- удельное активное и индуктивное сопротивление кабеля;

L – Длина кабельной линии

Определяем  потерю напряжения в проводе ЭП 34, который является наиболее удаленным от ТП: 

ΔU=√3·13,58·(12,5·0,5+0,116·0,8)·12/1000=1,8 В,

      Складывая данное значение с аналогично найденными потерями в кабельной линии от ТП к ГРЩ1 (1,3В) и в РЩ4 (3,5В), получаем наибольшую потерю напряжения в размере 6.6, что составляет 1,7% при допустимых 5%. Следовательно, кабель, питающий РЩ, и кабель к ЭП 34 успешно прошли проверку по допустимой потере напряжения. 

8.2 Проверка  выбранных сечений кабелей по  условию соответствия выбранному  аппарату МТЗ.

      Принятые  сечения проводов и жил кабелей  должны соответствовать защитному  устройству: 

                                                         I_дл.доп.≥_Iз·k_защ,     (8.2)

где I_з – параметр защитного устройства (ток срабатывания, номинальный ток);

k_защ – коэффициент защиты [3,табл.7.6].

      Проверка  выполнения условия (8.2) сделана в таблицах 8.1и 8.2 из которых хорошо видно, что условие (8.2) везде соблюдается 

Таблица 8.1.

Согласование  питающих кабелей и выключателей

Таблица 8.2.

Согласование  сечений проводов и предохранителей  у ЭП

8.3. Проверка  выключателей по токам КЗ

      Выбранные выключатели должны удовлетворять  требованиям чувствительности: минимальный ток КЗ в самой удаленной точке защищаемой линии должен быть больше номинального тока расцепителя замедленного срабатывания не менее чем в 3 раза [3,с.291]: 

     I_откл > I⁽³⁾_п0,     (8.4) 

Условие (8.4) также соблюдается во всех выключателях (таблица 8.4). 

Таблица 8.4.

Проверка  автоматических выключателей

                  9. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ  ОБОСНОВАНИЕ  

      Для сравнения экономической оценки вариантов технических решений  в качестве одного из показателей  используется суммарные затраты, представляющие собой сумму капиталовложений и издержек за срок службы объекта:

     З = К_ОБЩ + И                                (9.1) 

где З  – сумма дисконтированных затрат;

К_ОБЩ - капитальные затраты в год t;

И –  эксплуатационные издержки в год  t;

В  формуле (9.1) амортизационные отчисления на реновацию а_р в составе И не учитываются, поскольку в условиях рыночных отношений в экономике источником финансирования капитальных вложений (на новое строительство или замену выбывающего объектов) могут быть любые поступления: кредиты банков, накопленная прибыль и др. При этом амортизационные отчисления могут расходоваться не только на финансирование К_ОБЩ, но и на другие цели.

      Критерием для выбора варианта развития сети, её части или отдельного объекта  является минимум суммарных дисконтированных приведенных затрат.

      Капитальные вложения(K), как и все экономические показатели сравниваемых вариантов должны определяться в прогнозных ценах одного уровня и по источникам равной достоверности.

      Расчеты капитальных вложений при отсутствии сметных данных могут применяться по укрупненным стоимостным показателям с применением индексов пересчёта на дату разработки проектных материалов. Одни и те же элементы, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

      Эксплуатационные  издержки(И_t) определяются по выражению:  

                              И= И_ОГ +И_ПОТ,     (9.2)  

где И_ОГ – общие годовые эксплуатационные расходы по электросетевому объекту без учета затрат на амортизацию.

И_ПОТ – затраты на возмещение потерь электроэнергии ΔИ_t рассчитываются по формуле:  

                              И_ПОТ =ΔW∙Ц,              (9.3) 

где  ΔW – расчетные потери электроэнергии в сети, вызванные вводом объекта;

Ц- тариф  на электроэнергию, Ц=3,06 руб.

При оценки затрат на возмещение потерь величина тарифа на электроэнергию принимается  с учетом:

- рынка  электроэнергии (оптового или регионального);

- напряжения сети;

- района  размещения потребителя.

      Тариф на электроэнергию. В структуре тарифного меню должны быть в обязательном порядке представлены двухвставочные, одновставочные, зонные тарифы, как по часам суток и времени года, так и интегральные, в разрезе объемов потребления и уровней напряжения.

      Расчетные потери в сети определяются по следующим формулам:

      Время максимальных потерь для сетевого района определяется по эмпирической формуле: 

                                   τ=(0,124+Т_max / 10000)² ·8760,    (9.4) 

 где  τ – время максимальных потерь  в линии, ч.

Т_max – время максимальной нагрузки для инструментального цеха, 2200ч.

Потери  в двухобмоточных трансформаторах 

                       (9.5) 
 

где ΔР_х и ΔР_к – потери холостого хода (потери в стали) и потери короткого замыкания(КЗ), кВт

S_нагр – мощность нагрузки потребительской подстанции, кВ∙А;

  S_ном.т – мощность трансформатора, кВ∙А;

τ- время  максимальных потерь потребителя, питающегося  от данной подстанции, ч. Определить τ можно по (9.4) но Т_max  в этом случае для каждой нагрузки имеет своё значение.

      Сравним два варианта питания сварочного участка цеха, первый от одного трансформатора ТМ-630/10 с мощностью 630 кВА и второй – два трансформатора ТМ-250/10 с суммарной мощностью 500 кВА. Сравнение приведено в таблице 9.1.

Таблица 9.1

Сравнение трансформаторов

Данные  для экономического сравнения взяты  в ценах на 2008 год.

   По приведенному сравнению видно, что экономически выгодно устанавливать один трансформатор ТМ-630/10 с мощностью 630 кВА. 

10.ЗАКЛЮЧЕНИЕ 

       В данном курсовом проекте разработана схема электроснабжения сварочного участка цеха. В начале проектирования была определена расчетная нагрузка цеха в целом, по которой выбран силовой трансформатор ТМ-630/10.

      Система электроснабжения цеха состоит из ТП с одним трансформатором ТМ-630/10, кабельных линий,  питающих СП и отдельные электроприемники, коммутационно-защитной аппаратуры (автоматических выключателей и предохранителей).

     Проектирование  системы внутреннего электроснабжения основывается на общих принципах построения схем внутризаводского распределения электроэнергии. Основными критериями при проектировании являются техническая применимость и экономичность проекта. 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.

     В данной работе было рассчитано искусственное освещение цеха, выбраны светильники и лампы, рассчитано их количество и расположение. Основное требование при выборе расположения светильников заключается в доступности их при обслуживании. Кроме того, размещение светильников определяется условием экономичности.

Все выбранное  оборудование было проверено на стойкость  к токам КЗ и согласованность  между собой. 
 
 

Библиографический список

1. Барыбин Ю.Г. "Справочник по проектированию  электроснабжения", М.: "Энергоатомиздат", 1990.

2. Блок В. М.: "Пособие к курсовому и дипломному проектированию", М.: "ВШ", 1990.

3. Неклепаев  Б.Н. "Электрическая часть электростанций", М.: "Энергоатомиздат", 1989.

4. ПУЭ, М.: "Энергоатомиздат", 2000.

5. Справочник  по проектированию электрических  сетей и электрооборудования под ред. Барыбина Ю.Г., Федорова Л.Е. и др., М.: "Энергоатомиздат", 1991.

6. Справочник  электромонтера. Под ред. А.Д. Смирнова. Смирнов Л.П. Монтаж кабельных  линий, М.: Энергия, 1968.

7. Трунковский  А.Е. "Обслуживание электрооборудования промышленных предприятий", М: Высшая школа, 1977.

8. Фёдоров А.А., Старкова Л.Е. "Учебное пособие  для курсового и дипломного  проектирования", М.: "Энергоатомиздат", 1987.

9.Шеховцов  В.П. “Расчет и проектирование схем электроснабжения.”, “М.Форум-Инфа-М”,2005.

10. Конюхова  Е.А. "Электроснабжение объектов" М.:"АКАДЕМИЯ",2004.