Электроснабжение ремонтно-механического участка завода РГТО ТОО "Богатырь Комир"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Лидер Нации Н.А. Назарбаев поставил новые задачи о реализации электроэнергии. “Все развитые страны увеличивают инвестиции в альтернативные и «зеленые» энергетические технологии. Уже к 2050 году их применение позволит генерировать до 50% всей потребляемой энергии. Очевидно, что постепенно подходит к концу эпоха углеводородной экономики. наступает новая эра, в которой человеческая жизнедеятельность будет основываться не столько на нефти и газе, сколько на возобновляемых источниках энергии. Казахстан является одним из ключевых элементов глобальной энергетической безопасности. Наша страна, обладающая крупными запасами нефти и газа мирового уровня, ни на шаг не будет отступать от своей политики надежного стратегического партнерства и взаимовыгодного международного сотрудничества в энергетической сфере.”

Программа энергосбережения ставит задачу в течении своего срока реализации программы сократить потенциал энергосбережения на 20% в целом по Республике. Программа должна работать по двум основным направлениям: энергосбережения в сфере потребления и энергосбережение при производстве и распределения энергоресурсов.

Питание электрической энергией потребителей осуществляется от сетей энергосистем или от собственных местных электрических станций. Программа развития электроэнергетики носит концептуальный характер и разработана как часть стратегии, реализующей программу развития Республики Казахстан. Электроэнергетика, являясь одной из базовых отраслей, играет важную роль в экономической, социальной сфере любого государства. Поэтому электроэнергетический комплекс определен как один из приоритетных секторов экономики Республики Казахстан и рассматривается как динамично сбалансированная система энергетики.

Основой электроэнергетики является угольная энергетика, базирующаяся на дешевых Экибастузских углях. В угольную промышленность ив энергетику в предыдущие периоды вложены крупные капитальные вложения и созданы значительные заделы для ее развития в перспективе. Угольные месторождения, главным образом, сосредоточены в Северном и Центральном Казахстане, здесь же размещены и основные источники электрической энергии. Эти регионы само обеспечены электроэнергией и потенциально имеют ее избыток, который может быть предложен на внутренние и внешние рынки электроэнергии.

Электрические станции Казахстана делятся на электростанции национального значения, промышленного назначения, общего назначения, интегрированные с территориями и электростанции теплоснабжающих предприятий. К электрическим станциям национального значения относятся крупные тепловые электростанции, такие как Экибастузская ГРЭС-1, Экибастузская ГРЭС-2, Аксуская ГРЭС, Жамбылская ГРЭС, а также гидроэлектростанции большой мощности, используемые для регулирования графика нагрузки ЕЭС Республики Казахстан (Бухтарминская ГЭС, Усть-Каменогорская ГЭС, Шульбинская ГЭС).

К электрическим станциям промышленного назначения относятся, главным образом, ТЭЦ - электростанции с комбинированным производством электрической и тепловой энергии.

Электростанции общего назначения, интегрированные с территориями, - это также ТЭЦ. Их энергия реализуется в основном на розничном рынке через сети акционерных распределительных электросетевых компаний (АО РЭК).

Электростанции теплоснабжающих предприятий - это ТЭЦ, принадлежащие предприятиям тепловых сетей городов и находящиеся в муниципальной собственности, часть энергии они также выдают в ЕЭС РК.

Современное состояние электроэнергетики Казахстана характеризуется высокой концентрацией энергопроизводящих мощностей до 4000 МВт на одной электростанции. Гидростанции в балансе электрических мощностей республики занимают небольшую долю. Эксплуатируются 3 крупные гидроэлектростанции - Бухтарминская, Усть-Каменогорская (на реке Иртыш), Капшагайская (на реке Или), обеспечивающие 10% потребностей страны. Большая часть электроэнергии производится на 37 тепловых электростанциях, работающих на углях Экибастузского, Майкубенского, Торгайского и Карагандинского бассейнов. Доля ТЭС в электроэнергетике Казахстана составляет 90%.

Роль Экибастуза как производителя и поставщика электроэнергии в экономике Казахстана огромна.

Сегодня Экибастуз является центром самого крупнейшего в мире топливно-энергетического комплекса Казахстана.

В послании «Казахстан 2030» президент Н.Назарбаев отметил, что при наличии огромных запасов энергетических ресурсов для достижения самодостаточности и конкурентной независимости необходимо привлекая иностранные инвестиции создать и развивать внутреннюю энергетическую инфраструктуру

Электрификация обеспечивает выполнение задачи широкой комплексной механизации и автоматизации производственных процессов, что позволяет усилить темпы роста производительности общественного труда, улучшить качество продукции и облегчить условия труда. На базе использования электроэнергии ведется техническое перевооружение промышленности, внедрение новых технологических процессов и осуществление коренных преобразований в организации производства и управлении им.

Современная энергетика характеризуется нарастающей централизацией производства и распределения электроэнергии. Для обеспечении подачи электроэнергии от энергосистем к промышленным объектам, установкам, устройствам и механизмам служат системы электроснабжения состоящие из сетей напряжением до 1000 В и выше и трансформаторных, преобразовательных и распределительных подстанций. Для передачи электроэнергии на большие расстояния используются сверхдальние линии электропередач (ЛЭП) с высоким напряжением: 1150 кВ переменного тока и 1500 кВ постоянного тока.

1. Общая часть

1.1 Характеристика ремонтно-механического участка завода РГТО ТОО «Богатырь комир» потребляемой мощностью 910 кВт

Завод по ремонту горно-транспортного оборудования ТОО "Богатырь Аксес Комир" - это современное, высокомеханизированное предприятие, главная ремонтная база угольщиков экибастузского месторождения. В структуру предприятия входят два крупных подразделения основного производства: экскаватороремонтный цех, цех по ремонту подвижного состава и шесть участков.

Проектируемый ремонтно-механический участок оснащен различными токарными станками, сварочными аппаратами, системой вентиляции воздуха. Все электроприемники относятся ко второй категории электроснабжения по ПУЭ. Площадь ремонтно-механического участка составляет: 2304м2.

Ремонтно-механический участок завода РГТО ТОО «Богатырь Комир» занимается: ремонтом электрических машин; капитальным ремонтом двигателей внутреннего сгорания (дизельного типа); капитальным ремонтом тракторов и бульдозеров; капитальными, средними и годовыми ремонты всех типов одноковшовых экскаваторов; изготовлением и восстановлением запасных частей и узлов горнотранспортного оборудования; изготовлением металлоконструкций.

Все электроприемники рассчитаны на напряжение 380В, ток переменный трехфазный, частотой 50Гц. Отклонение напряжения не должно превышать ±5%.

Общее количество электроприемников: 24штук. Электроприемники относятся ко 2 категории электраснабжения, перерыв в электроснабжении которых приводит к значительному ущербу предприятия, массовому браку продукции, расстройству сложного технологического процесса, массовому недоотпуску продукции, простоям рабочих мест, механизмов и промышленного транспорта.

Самый мощный электроприемник: Электропечь 65кВт Самый маломощный электроприемник: Шлифовальный станок 19,6кВт

Окружающая среда в цехе нормальная, поэтому всё оборудование в цехе выполнено в нормальном исполнении.

Перечень оборудования, установленного в механическом цехе, представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Перечень оборудования

№	Перечень оборудования	Номинальная мощность, кВт	Номинальное напряжение, кВ	Коэффициент мощности	Категория
1	2	3	4	5	6
1	Кругло-шлифовальный станок ШУ321	20	380	0,92	вторая
2	Сварочный выпрямитель	46,8	380	0,92	вторая
3	Электропечь	65	380	0,92	вторая
4	Пресс ножницы комбинированные НГ5222	21,4	380	0,92	вторая
5	Компрессор	47,5	380	0,92	вторая
6	Электропечь	65	380	0,92	вторая
7	Плоско-шлифовальный станок	26,2	380	0,92	вторая
8	Координатно-расточный станок 243СФ10	33,1	380	0,92	вторая
9	Токарно-револьверный станок 1Г340П	36,6	380	0,92	вторая
10	Токарно-винторезный станок	37,4	380	0,92	вторая
11	Горизонтально-фрезерный станок	28,2	380	0,92	вторая
12	Универсальный кругло-шлифовальный станок	30,7	380	0,92	вторая
13	Ножницы кривошипные	37,8	380	0,92	вторая
14	Кран-балка	37,5	380	0,92	вторая
15	Широкоуниверсальный фрезерный станок 6Т82Ш	27,3	380	0,92	вторая
16	Универсальный внутришлифовальный станок	31,7	380	0,92	вторая
17	Копировальный станок	23,5	380	0,92	вторая
18	Машина листогибочная ИБ2222	25,1	380	0,92	вторая
19	Токарно-винторезный станок повышенной точности 16К20П	26,7	380	0,92	вторая
20	Сверлильный станок	28,2	380	0,92	вторая
21	Шлифовальный станок	19,6	380	0,92	вторая
22	Универсальный консольно-фрезерный станок	28,3	380	0,92	вторая
23	Обдирочно-шлифовальный станок 3К634	28,1	380	0,92	вторая
24	Токарный станок 1М63	29,3	380	0,92	Вторая
	Итого	802,8

1.2 Существующая схема электроснабжения ремонтно-механического участка завода РГТО ТОО «Богатырь Комир» потребляемой мощностью 910 кВт

Схемы электроснабжения промышленных предприятий делятся на схемы внутреннего и внешнего электроснабжения. Они выбираются из соображений надёжности, экономичности и безопасности.

В данном случае используется схема внутреннего электроснабжения, так как здесь обеспечивается питание цеха, находящегося на территории предприятия. В зависимости от конкретных требований обеспечения приёмников и потребителей применяются радиальные, магистральные и смешанные схемы питания.

Питание цеховой трансформаторной подстанции ремонтно-механического участка осуществляется от главной понизительной подстанции.

От цеховой трансформаторной подстанции электроэнергия через разъединители и выключатели подаётся на распределительные шкафы. От распределительных шкафов по кабельной линии запитывается силовое электрооборудование цеха

Рисунок 1.1 Существующая схема электроснабжения ремонтно-механического участка

2. Технологическая часть

2.1 Определение электрических нагрузок, расчёт электрического освещения

При разработке проекта электроснабжения необходимо определить электрическую нагрузку, передачу которой требуется обеспечить для нормальной работы объекта. В зависимости от этого значения, называемого расчётной нагрузкой, выбирают источник электроснабжения и всё оборудование электрической сети: линии, трансформаторы, распределительные устройства.

Максимальная мощность, потребляемая группой приёмников с переменной нагрузкой, всегда меньше суммы номинальных мощностей этих приёмников. Это объясняется тем, что приёмники не всегда загружаются на полную мощность, а их наибольшие нагрузки не совпадают по времени. Указанное обстоятельство следует иметь в виду при выборе элементов системы электроснабжения во избежание завышения их пропускной способности. Поэтому очень важно правильно определить максимальную потребляемую мощность.

Подсчёт максимальной потребляемой мощности производится следующим образом:

Определяется эффективное число электроприёмников по формуле [4, с.75]

кВт, (2.1)

где Р_у = 802,8 кВт - суммарная номинальная, т. е. установленная мощность приёмников электроэнергии;

Р_н.м = 65 кВт - номинальная мощность самого крупного приёмника электроэнергии в группе.

По рисунку 3.5 [4, с.72] при К_и из таблицы 3.3 [4, с.76] и найденном n_э определяется коэффициент максимума активной нагрузки.

Определяется коэффициент заполнения графика нагрузки по формуле [4, с.78]

(2.2)

Определяется средняя нагрузка за смену с учётом индивидуального графика активной нагрузки [3, с.69] по формуле [4, с.74]

(2.3)

Определяются расчётные активная и реактивная нагрузки по формулам [4, с.81]

кВт (2.4)

кВар, (2.5)

где = 1,2 - коэффициент формы графика нагрузки.

Определяется максимальная потребляемая мощность по формуле [4, с.85]

кВА (2.6)

Для выполнения расчёта электрической сети исходя из условий проектируемого объекта выбирается система освещения и тип осветительных приборов.

Расчёт сети электрического освещения производят следующим образом. Определяется установленная мощность электрических ламп в помещении по формуле [3, c.488]

кВт, (2.7)

где = 200 - число светильников;

= 120 Вт - номинальная мощность одной лампы.

Определяется фактическая удельная мощность, Вт/м², по формуле [3, c.488]

Вт/м², (2.8)

где = 2304 - площадь освещаемого помещения, м².

Определяется время горения осветительных приборов в помещении в сутки по формуле [7, c.488]

час, (2.9)

где = 4100 часов - годовое число часов использования освещения для различных помещений.

Определяется среднесуточный расход электроэнергии в помещении на освещение по формуле [7, c.488]

 кВт/час (2.10)

Определяется расход электроэнергии в помещении на освещение за год по формуле [7, c.488]

кВт*час (2.11)

Определяется мощность аварийного освещения в помещении по формуле [7, c.488]

кВт (2.12)

Допустимые отклонения напряжения для сетей, согласно ПУЭ, составляют - 2,5… + 5 %. Исходя из этого допустимый уровень напряжения у наиболее удалённых светильников должен быть не менее 97,5 % от номинального. Расчёт осветительных сетей проводится по потере напряжения и по условиям допустимого нагрева проводников. Из двух сечений принимается большее.

Потеря напряжения сети освещения от источника до последней лампы определяется по формуле [2, c.249]

%, (2.13)

где =105 напряжение холостого хода трансформатора, соответствующее

номинальному напряжению на зажимах вторичной обмотки трансформатора и равное 105 % от номинального напряжения лампы;

= 6 % - потеря напряжения в трансформаторе;

=97,5% минимально допустимое напряжение лампы.

Полученное по формуле 2.13 значение потери напряжения сравнивается со значением допустимого отклонения напряжения и делается вывод.

Таким образом, расчётная нагрузка проектируемого объекта определяется с учётом установленной мощности на освещение.

2.2 Построение картограммы нагрузок

Вся электрическая нагрузка получает питание по двум шинам через распределительные шкафы от трансформаторной подстанции, поэтому её необходимо установить в цехе. Для того, чтобы найти наиболее выгодный вариант расположения подстанции, составляется картограмма нагрузок. Картограмма нагрузок представляет собой размещённые на плане площади, которые в выбранном масштабе соответствуют расчётным нагрузкам проектируемых объектов. Центр каждой площади должен совпадать с центром нагрузок оборудования.

Картограмма нагрузок позволяет установить наиболее выгодное месторасположение распределительных или цеховых ТП и максимально сократить протяжённость силовых сетей.

Для определения местоположения трансформаторной подстанции необходимо составить план цеха. Необходимо используя исходные данные с учётом произведённых расчётов, составить план цеха, на территории которого необходимо расставить оборудование таким образом, чтобы мощности распределительных шкафов, питающих оборудование, были примерно одинаковыми.

Место расположения трансформаторной подстанции по картограмме нагрузок определяется следующим образом: на территории цеха (участка или предприятия в целом) располагается оборудование, обозначенное символическими прямоугольниками. Определяются центры каждого прямоугольника, которые обозначаются точками ,… Находится центр всей территории и обозначается точкой . После этого определяются площади каждого прямоугольника, которые обозначаются точками ,…

Площадь всей территории обозначается точкой . По системе координат находятся расстояния ,… и ; ,… и . Затем определяются координаты и по формулам [6, с.238]

Таблица 2.1

Расчетные данные картограммы нагрузок

	0	1	2	3	4	5	6	7	8
A	472,5	5	10,5	14	5	10,5	14	6	6
X	8,75	2,25	5,75	3	2,25	5,75	3	3	6,5
Y	13,5	21,5	21	17,25	14	13,5	9,75	6,5	6,5
	9	10	11	12	13	14	15	16	17
А	7,5	7,5	6	6	7,5	7,6	6	6	5
X	3	6,5	11,5	15	11,5	15	11,5	15	11,25
Y	3,25	3,25	21,5	21,5	18,25	18,25	14,5	14,5	11,5
	18	19	20	21	22	23	24
A	5	6	6	5	6	6	6
X	14,75	13	11,5	14,75	11,5	15	13
Y	11,5	9	6,5	6,5	4	4	1,5

(2.14)

(2.15)

Рисунок 2.1 Картограмма нагрузок

В соответствии с полученными координатами на картограмме в точке пересечения получают центр электрических нагрузок и по нему определяют место расположения трансформаторной подстанции.

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

Рисунок 2.2 Схема внешнего электроснабжения

Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источника питания предприятия. Основным условием проектирования рациональной системы внешнего электроснабжения является надёжность, экономичность и качество электроэнергии в сети.

Экономичность определяется приведёнными затратами на систему электроснабжения. Надёжность зависит от категории потребителей электроэнергии и особенностей технологического процесса, неправильная оценка которого может привести как к снижению надёжности системы электроснабжения, так и к неоправданным затратам на излишнее резервирование.

При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории предприятия, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.

Для проектируемого предприятия мощностью 910кВт, применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктом электроэнергии ГПП.

Для предприятий средней и большой мощности, получающих питание от районных сетей 35, 110,220 и 330 кВ, широко применяют схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенных близко от питаемых ими нагрузок. Обычно ПГВ выполняют по простой схеме: без выключателей и сборных шин на стороне высшего напряжения.

2.4 Выбор сечений воздушных и кабельных линий для внешнего электроснабжения

Передачу электроэнергии от источника питания до приёмного пункта проектируемого объекта осуществляют воздушными или кабельными линиями. Сечения проводов и жил кабелей выбирают по техническим и экономическим условиям.

Линия электропередачи (ЛЭП) - один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока.

К техническим условиям относят выбор сечений по нагреву электрическим током, условиям коронирования, механической прочности, нагреву от кратковременного выделения тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведённые затраты на сооружение которой будут минимальными.

Выбор сечения по нагреву осуществляют по расчётному току. Для параллельно работающих линий в качестве расчётного тока принимают ток послеаварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. По справочным данным в зависимости от расчётного тока определяют ближайшее большее стандартное сечение.

Сечение проводников электрических сетей по экономической плотности тока определяют по формуле

мм², (2.16)

где I_Р =65,2 А - расчетный ток линии без учета повышения нагрузки при авариях и ремонтах,

j_Э =2,5 - экономическая плотность тока из расчета окупаемости капитальных

затрат в течение 8 - 10 лет, А/мм2, определяется по таблице 2.2.

Расчетный ток определяется исходя из расчётной нагрузки проектируемого цеха по формуле

А, (2.17)

где =1594,9 кВА - расчётная нагрузка проектируемого цеха,

U_H=10 кВ - номинальное напряжение проектируемого цеха.

Потерю напряжения в линиях напряжением определяют по формуле [2, с.54]

В, (2.18)

где =2,2 А - расчётный ток линии,

=0,26 Ом - активное удельное сопротивление линии,

=0,08 Ом - реактивное удельные сопротивления лини,

=1 км - длина линии,

и =0,95 и 0,30 соответствуют коэффициенту мощности () в конце линии.

2.5 Технико-экономическое обоснование вариантов схем электроснабжения

При технико-экономических расчётах систем промышленного электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов:

- технические, при которых сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметрах, характеризующих каждый рассматриваемый вариант;

- экономические, при которых расчёт сравниваемых вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учётом одних и тех же экономических показателей, характеризующих каждый рассматриваемый вариант.

При технико-экономических расчётах для сравнения двух вариантов используется метод срока окупаемости [2, с.56]

лет, (2.19)

где =8400000 - капитальные вложения в вариантах 1 тыс.тенге,

=11000000 - капитальные вложения в вариантах и 2 тыс.тенге,

=5000000 - тыс.тенге/год, ежегодные эксплуатационные расходы в тех же вариантах,

=4771429 - тыс.тенге/год, ежегодные эксплуатационные расходы в тех же вариантах.

2.6 Выбор числа и мощности цеховых трансформаторов с учётом компенсации реактивной мощности

Цеховые трансформаторы имеют следующие номинальные мощности: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВА. В настоящее время цеховые ТП выполняются комплектными (КТП) и во всех случаях, когда этому не препятствуют условия окружающей среды и обслуживания, устанавливаются открыто.

Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов производится по удельной плотности нагрузки по формуле [2, с.102]

кВА/м², (2.20)

где =1594,9 кВА - расчётная нагрузка цеха проектируемого объекта,

=2304 м² - площадь проектируемого объекта.

При плотности более 0,6 кВА/м² целесообразность применения трансформатора мощностью 2500 кВА

При выборе числа и мощности цеховых трансформаторов одновременно должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ.

В цехах промышленных предприятий в качестве компенсирующего устройства применяется батарея статических конденсаторов. Расчёт компенсирующего устройства производится следующим образом.

Определяется необходимая трансформаторная мощность до установки конденсаторов по формуле [9, с.263]

кВА, (2.21)

где = 1361,6 кВт - расчётная активная мощность приёмников электроэнергии проектируемого объекта.

По таблице 5.1 [8, с.215] выбирается трансформатор (один или два) и определяется коэффициент нагрузки, представляющий собой отношение расчётной мощности трансформатора к номинальной.

Определяется необходимая предприятию реактивная мощность по формуле [10, с.263]

кВар (2.22)

Определяется необходимая мощность конденсаторной батареи по формуле [10, с.264]

кВар (2.23)

По таблице 5.2 [10, с.267] выбирается комплектная конденсаторная установка УК 0,38-320Н.

Определяется необходимая трансформаторная мощность по формуле [9, с.264]

кВА (2.24)

По таблице 5.1 [8, с.224] принимается к установке два трансформатора ТМ-2500/10/0,4 с номинальной мощностью 2500кВА каждый.

Принятые к установке силовые трансформаторы должны быть проверены на допустимые систематические перегрузки. Для двух трансформаторных подстанций должно выполняться с учетом возможности отключения потребителей II категории соотношение:

1,4 S_НОМ.Т S_P то есть 25001594,9 (2.25)

2.7 Выбор схемы цеховой распределительной сети

Распределительной сетью называют линию, подводящую энергию от шинопроводов или распределительных пунктов непосредственно к электроприемникам.

Для того чтобы выбрать схему цеховой распределительной сети ремонтно-механического участка, учитывается число и мощность питаемых приёмников, распределение потребителей на плане цеха, технологии производства и требований окружающей среды. Напряжение на данном участке равно 0,4 кВ, что тоже влияет на выбор схемы цеховой распределительной сети.

В ремонтно-механическом участке используется схема внутреннего электроснабжения, так как здесь обеспечивается питание участка, находящегося на территории завода. На участке находятся потребители второй категории, поэтому выбирается магистральная схема электроснабжения, так как потребители на данном участке являются маломощными и требуют высокой надёжности электроснабжения, обладающая универсальностью и гибкостью.

Для цеховой распределительной сети наиболее экономически целесообразно выбрать схему двухтрансформаторной подстанции с числом отходящих от ТП магистралей, не превышающим число силовых трансформаторов. При этом суммарная пропускная способность питающих магистралей не превышает суммарной номинальной мощности силовых трансформаторов. Для двухтрансформаторной подстанции между магистралями для взаимного резервирования устанавливается перемычка с разъединителем.

2.8 Конструктивное исполнение цеховых электрических сетей

В зависимости от принятой схемы электроснабжения и условий окружающей среды цеховые электрические сети выполняют шинопроводами, кабельными линиями и проводами.

Магистральные сети выполняют открытыми, защищёнными или закрытыми шинопроводами. Открытые шинопроводы применяют, как правило, для магистралей, к которым непосредственно приёмники электроэнергии не подключаются. Они выполняются алюминиевыми шинами, закреплёнными на изоляторах, и прокладываются по фермам и колоннам цеха на недоступной высоте. Питание РП от открытых шинопроводов выполняют кабелем или проводом, проложенным в трубах. Такое исполнение характерно для литейных и прокатных цехов металлургических заводов, сварочных цехов механосборочных заводов, кузнечно-прессовых цехов.

Защищённый шинопровод представляет собой открытый шинопровод, ограждённый от случайного прикосновения к шинам и попадания на них посторонних предметов сеткой или коробом из перфорированных листов. В настоящее время широко используют закрытые шинопроводы, изготовляемые заводским способом. Такой шинопровод называют комплектным, так как он поставляется в виде отдельных сборных секций, которые представляют собой три или четыре шины, заключённые в оболочку и скреплённые самой оболочкой или изоляторами-клещами.

Для выполнения прямых участков линий служат прямые секции, для поворотов - угловые, для разветвлений - тройниковые и крестовые, для ответвлений - ответвительные, для присоединений - присоединительные, для компенсации изменения длины при температурных удлинениях - компенсационные и для подгонки длины - подгоночные. Соединение секций на месте их монтажа выполняют сваркой, болтовыми или штепсельными креплениями.

Для главных магистралей выпускают комплектные шинопроводы типов ШМА73УЗ, ШМА73ПУЗ и ШМУ68-НУЗ. Когда этому не препятствуют местные условия, магистральные шинопроводы крепят на высоте 3 - 4 м над полом помещения на кронштейнах или специальных стойках. Это обеспечивает небольшую длину спусков к распределительным магистралям, силовым РП или мощным приёмникам электроэнергии [7, с.125].

Распределительные магистрали выполняют комплектными шинопроводами серий ШРА73УЗ и ШРМ73УЗ. Отдельные приёмники подключают к ШРА через ответвительные коробки кабелем или проводом, проложенным в трубах, коробах или металлорукавах. На каждой секции ШРА длиной 3 м имеется восемь ответвительных коробок (по четыре с каждой стороны)с автоматическими выключателями или предохранителями с рубильниками. Для штепсельного присоединения ответвительных коробок на секциях шинопровода предусмотрены окна с автоматически закрывающимися шторками. Это обеспечивает безопасное присоединение коробок к шинопроводу, находящемуся под напряжением в процессе эксплуатации. При открывании крышки коробки питание приёмника электроэнергии прекращается.

Присоединение ШРА к магистральному шинопроводу осуществляется кабельной перемычкой, соединяющей вводную коробку ШРА с ответвительной секцией ШМА. Вводная коробка ШРА может быть установлена на конце секции или в месте стыка двух секций.

Крепление шинопроводов типа ШРА выполняют на стойках на высоте 1,5 м над полом, кронштейнами к стенам и колоннам, на тросах к фермам здания.

Кабели применяют в основном в радиальных сетях для питания мощных сосредоточенных нагрузок или узлов нагрузок. При прокладке кабелей внутри зданий их располагают открытым способом по стенам, колоннам, фермам и перекрытиям, в трубах, проложенных в полу и перекрытиях, каналах и блоках.

Открытую прокладку кабелей внутри зданий выполняют бронированными и чаще небронированными кабелями без наружного джутово-битумного покрова (из условий пожароопасности). Трасса кабелей должна быть по возможности прямолинейной и удалённой от различных трубопроводов. Если прокладывают одиночный кабель по стенам и перекрытиям, то его крепят при помощи скоб. При прокладке нескольких кабелей применяют опорные конструкции заводского изготовления, собираемые из отдельных деталей - стоек и полок.

Наиболее распространённой в производственных помещениях является прокладка кабелей в специальных каналах, если в одном направлении прокладывают большое число кабелей. В этом случае в полу цеха сооружают канал из железобетона или кирпича, который перекрывают железобетонными плитами или стальными рифлёными листами. Кабели внутри канала укладывают на типовые сборные конструкции, установленные на боковых стенах.

Электропроводки в трубах являются надёжными и в то же время наиболее трудоёмкими и дорогостоящими. Поэтому рекомендуется избегать прокладки кабелей (провода) в трубах. При отсутствии такой возможности (например, из-за стеснённых габаритов некоторых участков трассы, необходимости защиты электропроводок от механических повреждений, в помещениях со взрывоопасной средой и т. п.) следует широко применять комбинированную прокладку кабелей (проводов): в трубах на одних участках трассы и открыто на остальных.

Цеховые сети, выполненные проводами, прокладывают открыто на изолирующих опорах, в стальных и пластмассовых трубах.

Открытая прокладка изолированных проводов допускается во всех помещениях, за исключением помещения со взрывоопасной средой.

Применение пластмассовых труб позволяет экономить стальные трубы, а также снизить трудоёмкость трубных электропроводок. Пластмассовые трубы для электропроводок применяют из винипласта, полиэтилена и полипропилена. Винипластовые трубы жёсткие, их применяют для скрытых и открытых прокладок во всех средах, кроме взрывоопасных и пожароопасных, а также для прокладок в горячих цехах. При открытой прокладке винипластовые трубы не допускается применять в больницах, детских учреждениях, на чердаках и в животноводческих помещениях.

Магистрали выполняют одножильными неразрезанными проводами (АПВ или АПРТО). Отходящие от колонок линии к электроприёмникам выполняют кабелями или проводами в гибких металлорукавах или трубах.

2.9 Расчёт токов короткого замыкания

Токи короткого замыкания рассчитывают для тех точек сети, при коротком замыкании в которых аппараты и токоведущие части будут находиться в наиболее тяжёлых условиях. Для вычисления токов короткого замыкания составляют расчётную схему, на которую наносят все данные, необходимые для расчёта, и точки, в которых следует определить токи короткого замыкания.

По расчётной схеме составляют схему замещения, в которой все элементы представляют в виде индуктивных и активных сопротивлений, выраженных в относительных единицах или в Омах. При использовании системы относительных единиц все расчётные данные приводят к базисным напряжению и мощности. За базисное напряжение принимается 10,5 кВ. За базисную мощность принимается 1000кВА.

Для определения суммарного базисного сопротивления до точки короткого замыкания находятся базисные сопротивления элементов СЭС.

Индуктивное сопротивление для системы определяется по формуле [4, с.234]

Ом, (2.26)

где = 6% - напряжение короткого замыкания трансформатора,

= 2500 кВА - номинальная мощность трансформатора.

При < 630 кВА учитывается не только индуктивное, но и активное сопротивление обмоток трансформатора, которое определяется по формуле [4, с.235]

Ом, (2.27)

где =23,5 - потери короткого замыкания в трансформаторе.

В этом случае индуктивное сопротивление обмоток трансформатора определяется по формуле [4, с.235]

Ом (2.28)

Для линии индуктивное и активное сопротивления определяются по формулам [4, с.235]

Ом, (2.29)

Ом, (2.30)

где =0,42 Ом/км - индуктивное сопротивление 1км длины линии.

=0,091 Ом/км - активное сопротивления 1 км длины линии,

=1 км - длина линии.

Ток короткого замыкания определяется по формуле [4, с.235]

кА, (2.31)

Где =3,87 кА - суммарное базисное сопротивление до точки короткого замыкания.

Ударный ток короткого замыкания определяется по формуле [4, с.235]

кА (2.32)

Если активное сопротивление не учитывается, то ударный ток определяется по формуле [4, с.235]

кА (2.33)

Мощность короткого замыкания определяется по формуле [4, с.235]

кВт (2.34)

Особенность расчёта токов короткого замыкания в установках напряжением до 1000 В заключается в том, что кроме индуктивных учитываются и активные сопротивления цепи короткого замыкания (воздушных и кабельных линий, обмоток силовых трансформаторов, трансформаторов тока, шин, коммутационной аппаратуры).

Индуктивное сопротивление воздушных и кабельных линий длиной , км, определяются по формулам [4, с.236]

кОм/км, (2.35)

кОм/км, (2.36)

где =0,4кОм/км - удельные сопротивления воздушной линии,

=0,08 кОм/км - удельные сопротивления кабельной линии.

Относительное активное сопротивление трансформаторов определяется по формуле [4, с.238]

Ом, (2.37)

где =2500 кВА - номинальная мощность трансформатора.

Относительное индуктивное сопротивление трансформаторов определяется по формуле [4, с.238]

Ом (2.38)

Значения сопротивлений обмоток трансформаторов тока, шин, контактов аппаратов, катушек автоматических выключателей, проводов и кабелей приведены в таблицах 10.1 10.5 [3, с.239].

Если сопротивления цепи короткого замыкания заданы в относительных единицах, то выразить эти сопротивления в миллиомах можно по формулам [4, с.238]

Ом, (2.39)

Ом, (2.40)

где =0,23 Ом - относительные индуктивное сопротивление элемента цепи,

=0.007 Ом - относительное активное сопротивления элемента цепи,

=0,4 кВ - низкое напряжение элемента,

=2500 кВА - номинальная мощность элемента.

Ток трёхфазного короткого замыкания определяется по формуле [4, с.238]

кА, (2.41)

где 18,64 - суммарное индуктивное сопротивление всех элементов цепи,

=1,277 - суммарное активное сопротивление всех элементов цепи.

Ударный ток короткого замыкания определяется по формуле [4, с.235]

кА (2.42)

При мощности трансформаторов 2500 кВА приближённо принимается

= 1,3

2.10 Выбор защитной коммутационной аппаратуры и проводниковой продукции на 0,4 кВ

Защитные аппараты, предохранители и автоматы выбираются по длительному и пиковому токам нагрузки с учетом селективности действия защиты.

Основной задачей электрических расчетов является выбор сечений кабелей, проводов, шинопроводов и защитных аппаратов для всех уровней системы электроснабжения на напряжении до 1 кВ. Выбранные сечения должны обеспечивать допустимые отклонения напряжения на зажимах всех ЭП, нормируемые стандартом по качеству электроэнергии.

Разъединитель - контактный коммутационный аппарат, предназначенный для коммутации электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет в отключенном положении изоляционный промежуток.

Разъединитель на стороне 0,4кВ (такой как разъединитель марки РЕ 19-43) выбирается по номинальному току и напряжению и проверяются на отключающую способность.

Автоматический выключатель - контактный коммутационный аппарат, способный включать токи, проводить их и отключать при нормальных условиях в цепи, а также включать, проводить в течение нормированного времени и отключать токи при нормированных ненормальных условиях в цепи, таких как короткое замыкание.

Предохранитель - коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи размыканием или разрушением специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определённое значение.

Единая шкала в амперах, которой придерживаются заводы-изготовители:

4,6,10,15,20,25,35,50,60,80,100,125,160,200,225,260,300,350,430,500,600,700, 850,1000.

Прежде чем выбрать предохранитель необходимо производится расчет рабочего тока станка по формуле

(2.43)

Расчет для кругло-шлифовального станка ШУ321

А, (2.44)

Где =20кВт- мощность одного станка,

=380 В - напряжение на зажимах ЭП.

По таблице 5.2 выбирается плавкий предохранитель марки ПКТ103-10-100-12,5У3

Так как основной элемент станка двигатель необходимо определить пиковый ток двигателя, чтобы правильно выбрать коммутационный аппарат.

Пиковый ток двигателя определяется по формуле

(2.45)

где л = 5 для асинхронных двигателей с короткозамкнутым ротором.

Выбор предохранителя для станка производится по условию:

- выбор номинального тока патрона

I_{н пр} I_{р ст} А (2.46)

- выбор номинального тока плавкой вставки:

А (2.47)

где б - пусковой коэффициент, приводится в паспортных данных двигателя, б =2,5 - если легкий пуск.

Проводниковая продукция с учётом выбора защиты предохранителями выбирается по условию:

I_{н пл в} ? I_{доп кааб}А (2.48)

Выбор автоматического выключателя для станка производится по условию

I_{авт.вык} I_{р ст} (2.49)

Выбранный выключатель проверяется по кратности срабатывания электромагнитного расцепителя

I_{н рас} кратность сраб расц I_пик (2.50)

Проводниковая продукция с учётом выбора защиты автоматическими выключателями выбирается по условию

I_{авт.вык.} ? I_{доп кааб} (2.51)

При наличии сварочного аппарата выбор защитного аппарата производится по следующим условиям

I_{защ. аппар} =1,1 I_{р свар} (2.53)

Таблица 2.2

Сводная таблица на защитную коммутационную аппаратуру и проводниковую продукцию

№	Электроприемники	Аппараты защиты	Линия ЭСН
	Наименование	Рн, кВт	Iр, А	Тип	Ток защит-ного аппа-рата, А	Марка	Iдоп,А
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Кругло-шлифовальный станок ШУ321	20	52,6	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
2	Сварочный выпрямитель	48,6	127,8	ВА51-33	160	ППВ 3(1x50)	170
3	Электропечь	65	171,05	ВА51-35	200	ППВ 3(1х70)	210
4	Пресс ножницы комбинированные НГ5222	21,4	56,3	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
5	Компрессор	47,5	125	ВА51-33	160	ППВ 3(1х50)	170
6	Электропечь	65	171,05	ВА51-35	200	ППВ 3(1х70)	210
7	Плоскошлифовальный станок	26,2	68,9	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
8	Координатно-расточный станок 243СФ10	33,1	87,1	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
9	Токарно-револьверный станок 1Г340П	36,6	96,3	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
10	Токарно-винторезный станок	37,4	98,4	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
11	Горизонтально-фрезерный станок	28,2	74,2	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
12	Универсальный кругло-шлифовальный станок	30,7	80,7	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
13	Ножницы кривошипные	37,8	99,4	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
14	Кран-балка	37,5	98,6	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
15	Широкоуниверсальный фрезерный станок 6Т82Ш	27,3	71,8	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
16	Универсальный внутришлифовальный станок	31,7	83,4	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
17	Копировальный станок	23,5	61,8	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
18	Машина листогибочная ИБ2222	25,1	66,05	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
19	Токарно-винторезный станок повышенной точности 16К20П	26,4	70,2	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
20	Сверлильный станок	28,2	74,4	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
21	Шлифовальный станок	19,6	51,5	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
22	Универсальный консольно-фрезерный станок	28,3	74,4	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
23	Обдирочно-шлифовальный станок 3К634	28,1	73,9	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1x25)	115
24	Токарный станок 1М63	29,3	77,1	ВА51-31-1	100	ППВ 2(1х25)	115
ШР1	133,6	351,6	ВА51-37	400	ПуГВ 1х400	881
ШР2	134,2	353,2	ВА51-37	400	ПуГВ 1х400	881
ШР3	133,3	350,8	ВА51-37	400	ПуГВ 1х400	881
ШР4	134,3	353,4	ВА51-37	400	ПуГВ 1х400	881
ШР5	133,3	350,8	ВА51-37	400	ПуГВ 1х400	881
ШР6	133,5	351,3	ВА51-37	400	ПуГВ 1х400	881
Секция1	400,8	1054,7	ВА55-43	1600	ШММ 100х6	1810/ 1875
Секция2	402	1057,9	ВА55-43	1600	ШММ 100х6	1810/ 1875

2.11 Выбор комплектных шинопроводов

Шины выбираются по расчётному току, номинальному напряжению, условиям окружающей среды и проверяются на термическую и динамическую устойчивости. Шины могут быть установлены на изоляторах плашмя или на ребро, расстояние между осями смежных фаз ,расстояние между изоляторами Шины выбирают по току, напряжению, условиям окружающей среды и проверяют на термическую и динамическую устойчивость. Кабели выбирают по току, напряжению, способу прокладки, в зависимости от окружающей среды и проверяют на термическую устойчивость при коротком замыкании. Для кабелей с медными жилами С = 141. По таблице 10.2 [4, с.239] выбирают шины и выписывают их основные параметры.

Находится площадь термически устойчивого сечения по формуле [4, с.247]

мм², (2.54)

где =2 кА - установившийся ток короткого замыкания,

=0,22 - секунд приведённое время короткого замыкания,

=141 - термический коэффициент.

Момент сопротивления определяется по формуле [9, с.201]

см³, (2.55)

где =0,6 см - толщина полосы,

=10 см - ширина (высота) шины.

Расчётное напряжение в металле шин находят по формуле [9, с.205]

мПа, (2.56)

где =4,3 кА - ударный ток короткого замыкания.

Проверяются шины на динамическую устойчивость, сравнивая полученное значение напряжения с допустимым напряжением равным 65 МПа.

2.12 Выбор распределительных шкафов и пунктов

В качестве распределительного шкафа применяется ШР-11-73518-54У2.

Предназначение шкафов поступление и распределение электроэнергии. Расчетные номинальные токи шкафов до 400 А и номинальное напряжение до 380 В трехфазного переменного тока частотой 50 Гц, защита отходящих электрических линий, которая осуществляется предохранителями ППН2-60 (до 6ЗА). ППН2-100(до 100А), ППН2-250(до 250 А), ППН2-400 (до 400А).

Вход и выход проводов в шкафах ШР-11-73518-54У2 производится сверху и снизу, а также возможны другие варианты для подведения линий электроэнергии.

Шкаф состоит из металлического бескаркасного корпуса способного выдержать ударные токи при 250А - 10кА, при 400А - 25кА. В шкафу так же присутствует изолированные от корпуса шкафа шина (N) и шина (PE). Шкаф устанавливается на полу.

Силовые шкафы ШР11, в отличие от шкафов ШРС1, имеют особые возможности для работы. Например, в шкафах ШР11-73512 - ШР11-73517 на вводе установлены предохранители ПН2-400, а в шкафах ШР11-73518 - ШР11-73523 есть два ввода. По остальным параметрам шкафы ШРС1 и ШР11 идентичны.

Распределительные щиты ШР используются для приёма и передачи электроэнергии в сетях переменного тока с напряжением 380/220 вольт и частотой 50 герц, а также периодического кратковременного переключения линий и защиты цепей от коротких замыканий и перегрузок.
Распределительные щиты обычно устанавливаются в системах освещения в промышленных и административных помещениях. Использование ШР возможно в сетях на трех фазах с заземлительными системами TN-S, TN-C-S и TN-C.

Модульные автовыключатели с 18-мм модулями применяются в качестве устройств защиты линий ШР. Номинальный ток для систем защиты линий распределительных щитов определяется в зависимости от номинальных токов щитков, где сумма токов защитных систем по каждой фазе, помноженная на коэфф. совместного использования не должна быть больше номинального тока вводной секции щитка. Число отходящих линий в одном типе щитка может быть изменено по согласованию с заказчиком и оговаривается заранее.

2.13 Выбор аппаратуры управления и защиты

Выбор коммутационных аппаратов и аппаратов защиты к электроприемникам производится, исходя из номинальных данных последних и параметров питающей их сети, требований в отношении защиты приемников и сети от ненормальных режимов, эксплуатационных требований, в частности частоты включений и условий среды в месте установки аппаратов.

Силовые выключатели на стороне 10кВ ( такой как выключатель марки ВЭ-10-2500-31,5-У3 электромагнитный) выбираются по номинальному току и напряжению и проверяются на отключающую способность.

Конструкция всех электрических аппаратов рассчитывается и маркируется заводами-изготовителями на определенные для каждого аппарата значения напряжения, тока и мощности, а также для определенного режима работы. Таким образом, выбор аппаратуры по всем этим признакам сводится, по существу, к отысканию на основании данных каталогов соответствующих типов и величин аппаратов.

При выборе аппаратов защиты следует иметь в виду возможность следующих ненормальных режимов:

а) междуфазные короткие замыкания,...