ПРОВЕРКА СЕЧЕНИЙ ВЫБРАННЫХ ПРОВОДНИКОВ И КОМУТАЦИОННО – ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ
Проверка выбранных сечений кабелей по потере напряжения.
Потери напряжения рассчитываются по формуле:
ΔU-√3·Ip·(rудcosφ+xудsinφ)·L/1000, (8.1)
где Ip- расчетный ток в кабеле, А;
rуд, худ- 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:
Iдл.доп.≥Iз·kзащ, (8.2)
где Iз – параметр защитного устройства (ток срабатывания, номинальный ток);
kзащ – 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
|
|
КЛ | Выключатель | kзащ | Iрас.ном,А | Iдл.доп.для кабеля,А | Iрас.ном∙kзащ |
ТП-ГРЩ1 | ВА-88-43 | 0,66 | 1000 | 770 | 660 |
ГРЩ1-СП1 | ВА-88-32 | 0,66 | 100 | 75 | 66 |
ГРЩ1-СП2 | ВА-88-37 | 0,66 | 400 | 295 | 264 |
ГРЩ1-СП3 | АЕ2046МП-100 | 0,66 | 31,5 | 38 | 20,79 |
ГРЩ1-СП4 | АЕ2046МП-100 | 0,66 | 40 | 38 | 26,4 |
ГРЩ1-СП5 | ВА-88-32 | 0,66 | 100 | 75 | 66 |
ГРЩ1-СП6 | АЕ2046МП-100 | 0,66 | 40 | 38 | 26,4 |
ГРЩ1-ЩО | АЕ2046МП-100 | 0,66 | 40 | 38 | 26,4 |
Таблица 8.2.
Согласование сечений проводов и предохранителей у ЭП
Номер ЭП на плане | Провод(кабель) | Iдл.доп. | Предохранитель | Iвст, А | kзащ | Iвст∙kзащ | ||
1,4 | АВВГ-3х35 | 75 | ПН2-250 | 200 | 0,33 | 24,75 | ||
2 | АВВГ-3х16 | 55 | ПН2-250 | 160 | 0,33 | 18,15 | ||
3,9,13,16,41 | АВВГ-3х4 | 21 | НПН2-60 | 63 | 0,33 | 6,93 | ||
5-7 | АВВГ-3х10 | 38 | ПН2-250 | 125 | 0,33 | 12,54 | ||
8,10 | АВВГ-3х10 | 38 | ПН2-250 | 125 | 0,33 | 12,54 | ||
11,12,14,15 | АВВГ-3х10 | 38 | ПН2-250 | 80 | 0,33 | 12,54 | ||
17,21,44,46 | АВВГ-3х16 | 55 | ПН2-250 | 160 | 0,33 | 18,15 | ||
18-20 | АВВГ-3х95 | 165 | ПН2-600 | 500 | 0,33 | 54,45 | ||
22-26,28 | АВВГ-3х10 | 38 | ПН2-250 | 80 | 0,33
| 12,54 | ||
27,35,37-39 | АВВГ-3х2,5 | 16 | НПН2-60 | 25 | 0,33 | 5,28 | ||
29 | АВВГ-3х2,5 | 16 | НПН2-60 | 25 | 0,33 | 5,28 | ||
30,34 | АВВГ-3х2,5 | 16 | НПН2-60 | 25 | 0,33 | 5,28 | ||
31-33,36 | АВВГ-3х2,5 | 16 | НПН2-60 | 63 | 0,33 | 5,28 | ||
40 | АВВГ-3х10 | 38 | ПН2-250 | 80 | 0,33 | 12,54 | ||
42,43 | АВВГ-3х4 | 21 | НПН2-60 | 63 | 0,33 | 6,93 | ||
45 | АВВГ-3х2,5 | 16 | НПН2-60 | 10 | 0,33 | 5,28 |
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]:
Iоткл > I(3)п0, (8.4)
Условие (8.4) также соблюдается во всех выключателях (таблица 8.4).
Таблица 8.4.
Проверка автоматических выключателей
Точка КЗ | Выключатель | Iрас.ном, А | 3·Iрас.ном, А | Iоткл.кА | I(3)п0.кА |
ГРЩ1 | ВА-88-43 | 1000 | 3000 | 8 | 1,91 |
ЭП-34 | АЕ2046МП-100 | 40 | 120 | 4,5 | 0,46 |
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 = КОБЩ + И (9.1)
где З – сумма дисконтированных затрат;
КОБЩ - капитальные затраты в год t;
И – эксплуатационные издержки в год t;
В формуле (9.1) амортизационные отчисления на реновацию ар 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 КОБЩ, 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(Иt) определяются по выражению:
И= ИОГ +ИПОТ, (9.2)
где ИОГ – общие годовые эксплуатационные расходы по электросетевому объекту без учета затрат на амортизацию.
ИПОТ – затраты на возмещение потерь электроэнергии ΔИt рассчитываются по формуле:
ИПОТ =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+Тmax / 10000)2 ·8760, (9.4)
где τ – время максимальных потерь в линии, ч.
Тmax – время максимальной нагрузки для инструментального цеха, 2200ч.
Потери в двухобмоточных трансформаторах
(9.5)
где ΔРх и ΔРк – потери холостого хода (потери в стали) и потери короткого замыкания(КЗ), кВт
Sнагр – мощность нагрузки потребительской подстанции, кВ∙А;
Sном.т – мощность трансформатора, кВ∙А;
τ- время максимальных потерь потребителя, питающегося от данной подстанции, ч. Определить τ можно по (9.4) но Тmax 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
Тип | ТМ2х250/10 | ТМ630/10 |
Sном, кВА | 250 | 630 |
Ктп,тыс.руб | 160 | 286 |
Кобщ=Ктп,тыс.руб | 320 | 286 |
Иог,руб/год | 35,8 | 30,23 |
ΔWтп,тыс.руб | 15 | 13,6 |
Ипот,тыс.руб | 45,9 | 41,6 |
И,тыс.руб | 81,7 | 71.83 |
К.з. | 0,96 | 0,59 |
З,тыс.руб | 401,7 | 357,83 |
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.
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.
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 322; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!