Проектирование системы электроснабжения деревообрабатывающего предприятия 'Маэстро' с разработкой вопроса диэлектрической сушки пиломатериалов

СОДЕРЖАНИЕ

 

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

. АНАЛИЗ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Краткая характеристика предприятия

.2 Вывод

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СТОЛЯРНОГО ЦЕХА №1

.1 Перечень основных данных для расчета электроснабжения цеха

.2 Краткое описание технологического процесса

.3 Характеристика электроприемников цеха

.4 Выбор рода тока и напряжения для внутрицехового электроснабжения

.5 Расчет электрических нагрузок цеха

.6 Расчет освещения цеха

.7 Выбор схемы электроснабжения

.8 Выбор типа и сечения проводников

.9 Выбор и проверка защитной аппаратуры

2.10 Вывод

3. ВЫБОР СХЕМ ПИТАЮЩИХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ СРЕДНЕГО НАПРЯЖЕНИЯ

3.1 Выбор варианта схемы электроснабжения промзоны

.2 Вывод

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ КТП. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ КТП И ЦРП

4.1 Определение числа и мощности КТП

.2 Расчет мощности нагрузок, подключенных к КТП

.3 Определение местоположения пунктов питания на территории промзоны

.4 Вывод

. РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ 10 КВ И 0,4 КВ

5.1 Выполнение распределительной сети 0,4 кВ

5.2 Расчет распределительных сетей среднего напряжения 10 кВ

.3 Вывод

. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ 10 КВ

.1 Вычисление дисконтированных затрат

.2 Вывод

. ЗАЗЕМЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

.1 Заземление комплектной трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

.2 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ

.3 Требования к электротехническому персоналу

.4 Вывод

. РАЗРАБОТКА ВОПРОСА ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СУШКИ ДРЕВЕСИНЫ НА ПРЕДПРИЯТИИ

.1 Виды комбинированных способов сушки древесины

.2 Понятие особенности диэлектрической сушки

.3 Устройство установки для диэлектрической сушки

.4 Оборудование для диэлектрических сушильных камер №1,2,3

.5 Этапы диэлектрической сушки

.6 Особенности диэлектрической сушки разных пород деревьев

.7 Сравнительный анализ

.8. Вывод

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

ВН - высокое напряжение

ГПП - главная понизительная подстанция

ИП - источник питания

КЗ - короткое замыкание

КЛ - кабельная линия

КПД - коэффициент полезного действия

КТП - комплектная трансформаторная подстанция

КУ - компенсирующая установка

НН - низкое напряжение

ППБ - правила пожарной безопасности

ПС - подстанция

ПТБ - правила техники безопасности

ПТЭ - правила технической эксплуатации

ПУЭ - правило устройства электроустановок

РП - распределительный пункт

СД - синхронный двигатель

ТН - трансформатор напряжения

ТП - трансформаторная подстанция

ТТ - трансформатор тока

ЦРП - центральный распределительный пункт

ЦЭН - центр электрических нагрузок

ЭД - электрический двигатель

ЭП - электроприемник

ВВЕДЕНИЕ

 

Любая отрасль промышленности в той или иной степени связана с потреблением электроэнергии. Проект электроснабжения промышленного предприятия выполняется на основании готового проекта технологической части, в которой разрабатывается технология производства того или иного продукта, изделия, а также размещения оборудования внутри цехов и установок. Все эти данные непосредственно служат для определения категории потребителей, влияют на выбор схемы внутреннего и внешнего электроснабжения промышленного предприятия, служат основанием для подсчета электрических нагрузок, выбора числа и мощности трансформаторов и сечений проводов линий электропередач.

Системы электроснабжения современных предприятий должны удовлетворять следующим требованиям:

- экономичности и надежности;

-        безопасности и удобства эксплуатации;

         обеспечения надлежащего качества электроэнергии в соответствии с требованиями ГОСТ Р 54149-2010 [2], соблюдения установленных норм по несинусоидальности напряжения и тока, уровней и отклонений напряжений, стабильность частоты и т.д.;

         экономии цветных металлов и электроэнергии;

         гибкости системы, дающей возможность дальнейшего развития без существенного переустройства основных вариантов электросетей на период строительства и эксплуатации;

         максимального приближения источников высшего напряжения к электроустановкам потребителей, обеспечивающего минимума сетевых звеньев и ступеней промежуточной трансформации, снижение первоначальных затрат и уменьшение потерь электроэнергии с одновременным повышением надежности.

Актуальность темы дипломного проекта заключается в необходимости предприятия в качественном и надежном электроснабжении, с учетом его развития в будущем.

Целью дипломного проекта является разработка системы электроснабжения деревообрабатывающего предприятия «Маэстро» с разработкой вопроса установки диэлектрических сушильных камер.

Для достижения поставленной цели необходимо решить ряд задач, таких как: анализ объекта исследования; расчет внутрицеховых электрических сетей столярного цеха №1; выбор схем питающих и распределительных сетей среднего напряжения, а также сетей 0,4кВ; определение числа, мощности и месторасположения КТП и ЦРП; расчет токов короткого замыкания и проверка аппаратуры на стойкость к ним; технико-экономическое сравнение вариантов распределительных сетей 10 кВ; расчет защитного контура заземления КТП; рассмотреть вопросы техники безопасности персонала; разработка вопроса диэлектрической сушки древесины на предприятии.

1. АНАЛИЗ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Краткая характеристика предприятия

 

В таблице 1 приведены сведения требований о категории надежности электроснабжения.

Таблица 1 - Сведения о категории надежности электроснабжения цехов завода

№	Производственное помещение	Категория по надежности электроснабжения
1	Столярный цех №1	2
2	Столярный цех №2	2
3	Столярный цех №3	2
4	Основной склад	3
5	Диэлектрическая сушильная камера №1	2
6	Диэлектрическая сушильная камера №2	2
7	Диэлектрическая сушильная камера №3	2
8	Пилорама	2
9	Склад №2	3
10	Офисные помещения	3
11	Котельная	1

 

Генеральный план деревообрабатывающего предприятия «Маэстро» представлен на рисунке 1.

 

 

1.2 Вывод

В состав деревообрабатывающего предприятия входят потребители электроэнергии, относящиеся как к третьей, так и ко второй и первой группам по надежности электроснабжения, что в свою очередь обязывает проектировать сети 0,4 кВ и 10 кВ с соответствующим уровнем резервирования.

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СТОЛЯРНОГО ЦЕХА №1

2.1 Перечень основных данных для расчета электроснабжения цеха

ток электроснабжение нагрузка напряжение

Перечень оборудования ремонтно-механического цеха дан в таблице 2.

Мощность электропотребления (РЭП) указана для одного электроприемника.

Расположение основного оборудования показано на плане (рисунок 2).

Таблица 2 - Перечень ЭО ремонтно-механического цеха

№ на плане	Наименование ЭО	РЭП, кВт	Количество ЭП	Примечание
1-6	Вентилятор радиально-пылевой	4,5	6
7-10	Форматно-раскроечный станок	15	4	ПВ = 60%
11,12	Веерная пресс-вайма	10	2	ПВ = 40%
13	Кран-балка	10	1	ПВ = 40%
14-22	Четырехсторонний станок	30	9
23-26	Фуговальный станок	10	4
27-38	Калибровально-шлифовальный станок	30	12
39-44	Одноблочный сверлильно-присадочный станок	7,5	6
45-48	Фрезерный центр с ЧПУ	40	4
49-51	Кромкооблицовочный станок	14	3
52	Шипорезный станок	7	1	ПВ = 60%

ПВ - продолжительность включения, %.

2.2 Краткое описание технологического процесса

Данный столярный цех относится к одному из трех основных на предприятии. Основное направление работы цеха заключается в обработке древесины и использование ее в дальнейшем для производства межкомнатных дверей.

В цехе предусмотрена мощная система вентиляции в связи со спецификой производства для оптимальной работы оборудования и персонала.

Цех относится ко второй группе по надежности электроснабжения.

2.3 Характеристика электроприемников цеха

Характеристика ЭП представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Характеристика ЭП

№ позиции по плану        Тип станка          Мощность , кВтКоличество ЭП

, шт.Коэффициент мощности

Коэффициент использования

1-6	Вентилятор радиально-пылевой	4,5	6	0,8	0,65
7-10	Форматно-раскроечный станок	15	4	0,5	0,35
11,12	Веерная пресс-вайма	10	2	0,35	0,3
13	Кран-балка	10	1	0,5	0,1
14-22	Четырехсторонний станок	30	9	0,65	0,17
23-26	Фуговальный станок	10	4	0,4	0,12
27-38	Калибровально-шлифовальный станок	30	12	0,4	0,12
39-44	Одноблочный сверлильно-присадочный станок	7,5	6	0,4	0,12
45-48	Фрезерный центр с ЧПУ	40	4	0,65	0,17
49-51	Кромкооблицовочный станок	14	3	0,4	0,12
52	Шипорезный станок	7	1	0,4	0,12

2.4 Выбор рода тока и напряжения для внутрицехового электроснабжения

По характеристикам технологического процесса для питания потребителей используют переменный электрический ток.

В сетях внутрицехового электроснабжения для питания силовых и осветительных электрических приемников возможно применение трех основных ступеней напряжения: 230/127; 400/230; 660/400В. Выбор той или иной ступени напряжения зависит от значений потребляемой мощности, вида производства, индивидуальных мощностей электрических приемников и других факторов. Поэтому выбор напряжения должен производиться комплексно.

Использование напряжений 230/127В для питания ЭП экономически не оправдано ввиду больших потерь электроэнергии и большого расхода цветного металла. Эта ступень напряжения может оказаться целесообразно при очень больших плотностях осветительных нагрузок и большом удельном весе электрических потребителей такого напряжения в результате специального технико-экономического обоснования.

Система 400/230В наиболее полно удовлетворяет условиям питания потребителя в силу; возможности совместного питания осветительных и силовых потребителей и относительно низкого напряжение между «землей» и проводом. Напряжение 660/400В обладает рядом преимуществ: на сооружение цеховых сетей расходуется меньше цветного металла, потери электроэнергии в этих сетях меньше, чем в сетях 380/220В; возможность применения более мощных цеховых трансформаторов (до 2500кВт). Недостатки: для питания осветительной нагрузки в сетях 660В надо устанавливать специальные трансформаторы 660/220В, для измерительных цепей напряжения необходимо дополнительно устанавливать трансформаторы напряжением 660/100 В. Для уменьшения потерь электроэнергии в цеховых электрических сетях рекомендуется применять напряжение не ниже 400В.

Исходя из вышестоящего, применяем для внутрицехового электроснабжения систему напряжения 380/220В частоты 50 Гц.

2.5 Расчет электрических нагрузок цеха

 

Общие сведения о расчете электрических нагрузок.

Нагрузка промышленных предприятий или отдельных цехов обычно состоит из ЭП различной мощности. Поэтому все ЭП цеха разбиваются на группы приемников однотипного режима работы с выделением в каждой группе характерных подгрупп ЭП с одинаковыми мощностями коэффициентами использования и коэффициентами мощности.

При определении электрических нагрузок применяем метод коэффициента использования максимума электрических нагрузок. Этот метод устанавливает связь расчетной нагрузки с режимами работы ЭП на основе определенной вероятностной схемы формирования графика групповой нагрузки. Метод применяется в качестве основного для массовых ЭП.

Порядок определения расчетных нагрузок.

Все электрические приемники разбиваются на группы по значению коэффициента использования , коэффициента мощности , номинальной активной мощности . Определяем коэффициент использования и коэффициент мощности, по значению коэффициента мощности определяем .

Подсчитываем количество ЭП в каждой группе и по объекту в целом.

В каждой группе указывают минимальные и максимальные мощности при ПВ = 100%, если ПВ<100%, то номинальная мощность определится по формуле (1): [14]

,                           (1)

где  - мощность ЭП по паспорту, кВт.

Подсчитывается суммарная мощность всех ЭП по формуле (2):

;                                               (2)

Для каждой питающей линии определяется показатель силовой сборки  по формуле (3):

,                     (3)

где  - номинальная мощность максимального потребителя, кВт; - номинальная мощность минимального потребителя, кВт.

Средние нагрузки за наиболее загруженную смену силовых ЭП одинакового режима работы определяют по формулам (4) и (5):

, (4)

, (5)

где  - средняя активная мощность одного или группы приемников за наиболее загруженную смену, кВт;  - номинальная мощность электрических приемника, кВт;  - средняя реактивная мощность одного или группы приемников за наиболее загруженную смену, кВ∙Ар.

Для нескольких групп ЭП определяем по формулам (6) и (7):

                                (6)

                                     (7)

Определяем средний коэффициент использования группы ЭП  по формуле (8):

 (8)

Эффективное число  ЭП определяем по формулам исходя из следующих отношений.

При , ,  и   определяется по формуле (9):

                         (9)

Формула (9) может использоваться также, когда ни один из ниже перечисленных случаев не подходит для расчета.

При , ,  и  принимаем .

При , ,  и  принимаем .

При , ,  и   определяется по формуле (10):

              (10)

где  - относительное значение числа ЭП, значение которого находиться по таблице исходя из зависимости .

По формуле (11) находится :

 ,                       (11)

где  - число ЭП в группе, мощность каждого из которых превышает значение максимальной мощности ЭП этой группы деленной на 2;  - число ЭП в группе.

 определяется по формуле (12):

 ,                   (12)

где  - максимальная единичная мощность группы ЭП, кВт;  - суммарная номинальная мощность группы ЭП, мощность которых превышает значение максимальной мощности данной группы ЭП, деленной на 2, кВт.

Максимальная активная мощность определяется по формуле (13):

         (13)

где  - коэффициент максимума;  - средняя активная мощность одного или группы приемников за наиболее загруженную смену, кВт.

Максимальная реактивная мощность определяется по формуле (14):

, кВ∙Ар (14)

где  - коэффициент максимума реактивной мощности, при -, при -.

Полная максимальная мощность определяется по формуле (15):

 , кВ∙А. (15)

Максимальный ток определяется по формуле (16):

              (16)

Распределяем нагрузку по РП:

В РП1 вошли следующие ЭП №: 1,2,3,4,5,6;

В РП2 вошли следующие ЭП №: 7,8,9,10,11,12;

В РП3 вошли следующие ЭП №: 14,15,16,17,18,19,20,21,22;

В РП4 вошли следующие ЭП №: 23,24,27,28,31,32,35,36;

В РП5 вошли следующие ЭП №: 25,26,29,30,33,34,37,38;

В РП6 вошли следующие ЭП №: 13,39,40,41,42,43,44;

В РП7 вошли следующие ЭП №: 45,46,47,48,49,50,51,52.

Для примера рассмотрим определение нагрузки на РП1.

Подсоединяем к РП1 ЭП №: 1, 2, 3, 4, 5, 6.

Количество ЭП всего в РП .

Разобьем ЭП на группы с одинаковым , , :

I группа - вентиляторы №: 1, 2, 3, 4, 5, 6.

Суммарную мощность ЭП, присоединенных к РП1, находим по формуле (2):

Определяем максимальную и минимальную мощность по РП:

 

Показатель силовой сборки по формуле (3) будет равен:

По формулам (4) и (5) определяем среднюю нагрузку ЭП за наиболее загруженную смену для первой группы ЭП вентиляторов №1 и №2:

По формулам (6) и (7) находим суммарную нагрузку за наиболее загруженную смену:

По формуле (8) определяем  группы:

Так как , ,  и , принимаем .

Коэффициент максимума определяем по таблице 4.3 [6]. Более точное значение КМ определяем с помощью метода интерполяции по формуле (17):

,                  (17)

где , , ,  - граничные значения коэффициентов  и .

Максимальные активную и реактивную мощности определяем по формулам (13) и (14):

Так как , то принимаем значение :

Полную максимальную мощность находим по формуле (15):

Расчетный ток определяем по формуле (16):

Определяем расчетную нагрузку для каждого РП и результаты расчета заносим в таблицу 4.

Определение расчетной нагрузки цеха.

Расчет нагрузки цеха производится по аналогичным формулам.

Суммарную мощность силовых пунктов цеха находим по формуле (2):

Показатель силовой сборки по формуле (3) будет равен:

По формулам (6) и (7) находим суммарную нагрузку за наиболее загруженную смену:

По формуле (8) определяем  - коэффициент использования цеха:

Число ЭП цеха . Так как , ,  и  принимаем .

Коэффициент максимума определяем по таблице 4.3 [6]. Более точное значение коэффициент максимума определяем с помощью метода интерполяции по формуле (17):

Максимальные активную и реактивную мощности определяем по формулам (13) и (14):

Так как , то принимаем значение :

Полную максимальную мощность находим по формуле (15):

Расчетный ток определяем по формуле (16):

Результаты всех расчетов заносим в таблицу 4.

№ позиции по плану	Наименование узлов питания	Количество ЭП	Установленная мощность ПВ=100%		Коэффициент использования	Коэффициенты мощности	Средняя нагрузка за наиболее загруженную смену	Эффективное число ЭП	Коэффициент максимума	Максимальная расчетная мощность	Расчетный ток
			Одного	Общего

               

шт.

кВт

кВт

кВт

кВ∙Ар

кВт

кВ∙Ар

кВ∙А

А
РП1
1-6.	Вентиляторы	6	4,5	27	0,65	0,8	0,75	17,55	13,16	-	-	-	-	-	-
	Итого по РП1	6	-	27	0,65	0,8	0,75	17,55	13,16	6	1,3	22,815	14,479	27,021	41,06
РП2
7-10.	Форматно-раск. станки	4	11,62	46,48	0,35	0,5	1,73	16,27	28,14	-	-	-	-	-	-
11,12	Веерная пресс-вайма	2	6,32	12,64	0,3	0,35	1,73	3,792	1,33	-	-	-	-	-	-
	Итого по РП2	6	-	59,12	0,339	0,464	1,91	20,06	38,326	6	1,834	36,793	42,159	55,956	85,02
РП3
14-22	Четырехсторон. станок	9	30	270	0,17	0,65	1,17	45,9	53,7	-	-	-	-	-	-
	Итого по РП3	9	-	270	0,17	0,65	1,17	45,9	53,7	9	2,08	95,472	59,029	112,2	170,55
РП4
23,24	Фуговальный станок	2	10	20	0,12	0,4	2,29	2,4	5,49	-	-	-	-	-	-
27,28,31, 32,35,36	Универс.-заточ. станок	6	30	180	0,12	0,4	2,29	21,6	49,46	-	-	-	-	-	-
	Итого по РП4	8	-	200	0,12	0,4	2,29	24	54,991	7	2,697	90	206,216	225	341,86
РП5
25,26	Фуговальный станок	2	10	20	0,12	0,4	2,29	2,4	5,49	-	-	-	-	-	-
27,28,31, 32,35,36	Калибровально-шлифовальный станок	6	30	180	0,12	0,4	2,29	21,6	49,46	-	-	-	-	-	-
	Итого по РП5	8	-	200	0,12	0,4	2,29	24	54,991	7	2,697	90	206,216	225	341,86
Окончание таблицы 4
№ позиции по плану	Наименование узлов питания	Количество ЭП	Установленная мощность ПВ=100%		Коэффициент использования	Коэффициенты мощности		Средняя нагрузка за наиболее загруженную смену		Эффективное число ЭП	Коэффициент максимума	Максимальная расчетная мощность			Расчетный ток
			Одного	Общего

               

шт.

кВт

кВт

кВт

кВ∙Ар

кВт

кВ∙Ар

кВ∙А

А
РП6
	Кран-балка	1	6,32	6,32	0,1	0,5	1,73	0,63	1,09	-	-	-	-	-	-
39-44	Одноблочный сверлильно-присадочный станок	6	7,5	45	0,12	0,4	2,29	5,4	12,37	-	-	-	-	-	-
	Итого по РП6	7	-	51,32	0,118	0,409	2,23	6,032	13,468	7	2,743	22,5	51,55	56,25	85,47
РП7
45-48	Фрезерный центр с ЧПУ	4	40	160	0,17	0,65	1,17	27,2	31,82	-	-	-	-	-	-
49-51	Кромкооблицо-вочный станок	3	14	42	0,12	0,4	2,29	5,04	11,54	-	-	-	-	-	-
52	Шипорезный станок	1	5,42	5,42	0,12	0,4	2,29	0,65	1,49
	Итого по РП7	8	-	207,42	0,159	1,36	32,89	44,84	6		120	140,29	184,61	280,5
	Итого по цеху	52	-	1014,86	0,168	0,529	-	170,43	273,44	38	1,35	230,85	273,44	357,86	543,72

2.6 Расчет освещения цеха

При выборе источников света следует учитывать их достоинство, недостатки, и их экономичность. Светодиодные лампы по сравнению с люминесцентными лампами и лампами накаливания имеют более длительный срок службы, значительно меньший коэффициент пульсации (менее 1%), коэффициент мощности равен 0,95 и высокий индекс цветопередачи.

Определим световой поток необходимый для создания нормального рабочего освещения в помещении цеха. Для расчета используем метод коэффициентов использования светового потока.

Рабочее освещение является основным видом освещения. Оно предназначено для создания нормальных условий видения в данном помещении и выполняется, как правило, светильниками общего освещения. Для освещения примем светильники типа TL-PROM-200 (IP-65; защита от проникновения пыли, защита от струй воды, льющихся под давлением со всех направлений).

Потребный световой поток ламп в каждом светильнике  по формуле (18): [11]

,                                      (18)

где  - заданная минимальная освещенность, лк;  - коэффициент запаса;  - освещаемая площадь, м2;  - отношение ;  - число светильников;  - коэффициент использования светового потока.

При расчете освещения первоначально намечается число рядов , которое подставляется в формулу (18) вместо . Тогда под  следует подразумевать поток ламп одного ряда.

Высота цеха составляет . Расстояние свеса светильников  примем м. Высота расчетной поверхности над полом составляет м. Расчетную высоту можно определить по формуле (19):

.                              (19)

 м.

Определим расстояние между рядами светильников по формуле (20):

, м.         (20)

где  - величина, характеризующая отношение  и , .

 м.

Расстояние от крайних рядов светильников  до стены должно быть в пределах , примем м.

Тогда число рядов светильников можно определить по формуле (21):

,                  (21)

где  - ширина расчетного помещения, м.

Примем число рядов светильников .

Число светильников в ряду определяется по формуле (22):

, шт.                  (22)

где  - поток ламп в каждом светильнике, лм.

Коэффициент , характеризующий неравномерность освещения, для светодиодных светильников .

Для определения коэффициента использования  находится индекс помещения  и предположительно оцениваются коэффициенты отражения: потолка - , стен - , пола - . По таблице 5-1 [18] определяем . Индекс находится по формуле (23):

,                                   (23)

где - длина расчетного помещения, м.

По таблице 5-11 [18] определяем .

Коэффициент запаса  примем равным .

Площадь помещения определяется по формуле (24):

, м2                                   (24)

 м2.

Заданную минимальную освещенность определяем по таблице 4-1 [13] для зрительной работы высокой точности общее освещение  лк.

Определяем световой поток ламп по формуле (18):

Световой поток светодиодного светильника 12000 лм.

Определим число светильников в ряду по формуле (22):

 шт.

Определим общее число светильников в помещении по формуле (25):

, шт.   (25)

шт.

Схема размещения осветительных приборов по территории цеха представлена на рисунке 3. Крепление светильников осуществляем с помощью тросовой подвески.

Определим установленную мощность освещения по формуле (26):

     (26)

 - мощность лампы, Вт;

Реактивная установленная мощность освещения рассчитывается по формуле (27):

 (27)

где  - коэффициент мощности светильника: , .

Определим полную мощность освещения по формуле (28):

    (28)

Активная и реактивная мощность цеха с учетом освещения определяется по формулам (29) и (30):

,                             (29)

                                   (30)

,

Полная расчетная мощность цеха с учетом освещения определяется по формуле (31):

              (31)

Расчетный ток цеха с учетом освещения определяется по формуле (32):

                             (32)

2.7 Выбор схемы электроснабжения

Цеховые сети выполняются по радиальным и магистральным схемам. От шин НН подстанции отходит питающая линия, которая по радиальной или магистральной схеме обеспечивает питание цеховых РП, а от них по распределительной сети ЭП. [6]

Магистральные схемы питания имеют преимущественное применение для равномерно распределенной нагрузки в цехах, когда приемники расположены близко друг к другу. Распределительные сети (от цеховых РП) выполняются по радиальной схеме, что дает возможность оперативно заменить или переносить ЭП, не оказывая влияние на общецеховую систему электроснабжения.

Выбираем для электроснабжения радиальную схему исходя из того, что радиальная сеть имеет высокую надежность питания ЭП, при ней обеспечивается удобства автоматизации отдельных технологических элементов сети, автоматизация переключений и более удобное выполнение релейной защиты. Также выбираем радиальную сеть, так как в цехе есть относительно мощные ЭП.

Схема внутрицеховой сети изображена на рисунке 4.

Для распределения электроэнергии и защиты сетей от токов короткого замыкания применяют распределительные пункты (шкафы) с плавкими предохранителями или автоматическими выключателями. В сетях переменного тока напряжением 400 В частотой 50 и 60 Гц выпускаются шкафы ПР8501. Ввод проводников с алюминиевыми и медными жилами в шкафы допускается как сверху, так и снизу.

Рисунок 4 - Схема внутрицеховой сети

Силовые распределительные пункты.

Силовые пункты и шкафы выбираются с условием воздуха рабочей зоны, числа подключаемых приемников и их расчетной нагрузки так, чтобы расчетный ток группы ЭП, подключенных к пункту должен быть не больше номинального тока распределительного пункта.

Выбираем шкафы типа ПР8501: шкаф (пункт) распределительный класса низкого напряжения комплектного устройства ввода и распределения электроэнергии; группа класса - распределение энергии с применением автоматических выключателей переменного тока; напольной установки; степень защиты IP21 ввод снизу кабелем с пластмассовой изоляцией.

Схема питания РП изображена на рисунке 5.

РП устанавливаем в местах удобных для обслуживания. Конструктивно шкафы размещаем на полу, у стен.

Рисунок 5 - Схема питания РП

 

2.8 Выбор типа и сечения проводников

Распределительная сеть выполняется кабелем на участках от ТП до РП и изолированными проводами в трубах проложенных в полу на участках от РП до ЭП. Сечение проводников выбирается по допустимому нагреву с соблюдением условий прокладки и условий окружающей среды.

Так как среда в помещении цеха нормальная, то принимаем температуру внутри цеха 25°С. Питающая сеть выполнена кабелем АВВГ, способ прокладки - в каналах. При этом РП питаются от отдельно проложенных кабелей, а ЭП от проводов, лежащих рядом в трубах.

Для определения сечения проводников от ЭП находим их расчетные токи по формуле (33): [8]

                  (33)

где  - номинальная мощность двигателя ЭП, кВт;  - номинальный коэффициент мощности ЭП;  - номинальный КПД двигателя.

На станках установлены асинхронные электродвигатели серии 4А с синхронной частотой вращения 1500 об/мин и мощностью равной или большей мощности станков. Данные для расчета приведены в таблице 9.1 в соответствии с таблицей 7.3.1 [12].

Для примера определим ток вентилятора ЭП №1, мощность электродвигателя станка  кВт,  кВт, , , кратность пускового тока :

Пусковой ток двигателя определяем по формуле (34):

                                       (34)

Аналогично находим токи остальных ЭП и заносим их в таблицу 5.

Таблица 5 - Характеристики ЭП и их расчетные параметры

№ п/п     Тип станка          Мощность ЭП , кВтКоличество

ЭП n, шт.Мощность ЭД

, ВтКПД

Кратность

тока

Расчетный

ток , АПусковой ток

, А
1-6	Вентилятор радиально-пылевой	4,5	6	5,5	0,85	0,855	7,0	11,50	80,49
7-10	Форматно-раскр. станок	15	4	15	1	0,5	-	45,58	-
11,12	Веерная пресс-вайма	10	2	10	1	0,5	-	30,39	-
13	Кран-балка	10	1	11	0,87	0,875	7,5	21,96	164,66
14-22	Четырехсторонний станок	30	9	30	0,9	0,91	6,5	55,66	361,76
23-26	Фуговальный станок	10	4	11	0,87	0,875	7,5	21,96	164,66
27-38	Калибровально-шлиф. станок	30	12	30	0,9	0,91	6,5	55,66	361,76
39-44	Одноблоч. сверл.-присад. станок	7,5	6	7,5	0,86	0,875	7,5	15,14	113,58
45-48	Фрезерный центр с ЧПУ	40	4	45	0,9	0,92	7,0	82,58	578,03
49-51	Кромкооблицов. станок	14	3	15	0,88	0,885	7,0	29,26	204,85
52	Шипорезный станок	7	1	7,5	0,86	0,875	7,5	15,14	113,58

По условию, что , согласно таблице 1.3.7 [4] выбираем для присоединения ЭП № 1 кабель с сечением  с . Марка кабеля АВВГ, проложенный в трубе. Аналогично выбираем кабели для остальных ЭП и заносим в таблицу 6.

Таблица 6 - Данные расчета и выбора проводов

Участок сети        Мощность ЭП , кВтРасчетный ток

, АМарка кабеляДопустимый ток

, АСечение кабеля

, мм2Сопротивление

петли “ф-0” , ОмДлина участка

, м
РП1-ЭП1	4,5	11,5	АВВГ	17,48	4х2,5	29,64	25,9
РП1-ЭП2	4,5	11,5	АВВГ	17,48	4х2,5	29,64	21,1
РП1-ЭП3	4,5	11,5	АВВГ	17,48	4х2,5	29,64	16,3
РП1-ЭП4	4,5	11,5	АВВГ	17,48	4х2,5	29,64	11,5
РП1-ЭП5	4,5	11,5	АВВГ	17,48	4х2,5	29,64	5,7
РП1-ЭП6	4,5	11,5	АВВГ	17,48	4х2,5	29,64	2,8
РП2-ЭП7	15	45,58	АВВГ	55,2	4x16	4,43	12,5
РП2-ЭП8	15	45,58	АВВГ	55,2	4x16	4,43	21,5
РП2-ЭП9	15	45,58	АВВГ	55,2	4x16	4,43	8,65
РП2-ЭП10	15	45,58	АВВГ	55,2	4x16	4,43	12,8
РП2-ЭП11	10	30,39	АВВГ	38,64	4х10	7,41	0,9
РП2-ЭП12	10	30,39	АВВГ	38,64	4х10	7,41	7,6
РП6-ЭП13	10	21,96	АВВГ	24,84	4х4	18,52	1,9
РП3-ЭП14	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	9,6
РП3-ЭП15	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	5,7
РП3-ЭП16	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	2,8
РП3-ЭП17	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	13,4
РП3-ЭП18	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	9,6
РП3-ЭП19	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	6,7
РП3-ЭП20	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	17,3
РП3-ЭП21	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	13,4
РП3-ЭП22	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	10,5
РП4-ЭП23	10	21,96	АВВГ	24,84	4х4	18,52	1,9
РП4-ЭП24	10	21,96	АВВГ	24,84	4х4	18,52	1,9
РП5-ЭП25	10	21,96	АВВГ	24,84	4х4	18,52	1,9
РП5-ЭП26	10	21,96	АВВГ	24,84	4х4	18,52	5,7
РП4-ЭП27	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	6,7
РП4-ЭП28	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	6,7
РП5-ЭП29	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	6,7
РП5-ЭП30	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	10,5
РП4-ЭП31	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	9,6
РП4-ЭП32	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	9,6
РП5-ЭП33	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	9,6
РП5-ЭП34	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	13,4
РП5-ЭП35	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	13,4
РП4-ЭП36	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	13,4
РП5-ЭП37	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	13,4
РП5-ЭП38	30	55,66	АВВГ	69	4х25	2,96	17,3
РП6-ЭП39	7,5	15,14	АВВГ	17,48	4x2,5	29,64	20,1
РП6-ЭП40	7,5	15,14	АВВГ	17,48	4x2,5	29,64	17,3
РП6-ЭП41	7,5	15,14	АВВГ	17,48	4x2,5	29,64	14,4
РП6-ЭП42	7,5	15,14	АВВГ	17,48	4x2,5	29,64	11,5
РП6-ЭП43	7,5	15,14	АВВГ	17,48	4x2,5	29,64	9,6
РП6-ЭП44	7,5	15,14	АВВГ	17,48	4x2,5	29,64	5,7
РП7-ЭП45	40	82,58	АВВГ	82,8	4x35	2,12	15,3
РП7-ЭП46	40	82,58	АВВГ	82,8	4x35	2,12	12,5
РП7-ЭП47	40	82,58	АВВГ	82,8	4x35	2,12	9,6
РП7-ЭП48	40	82,58	АВВГ	82,8	4x35	2,12	5,7
РП7-ЭП49	14	29,26	АВВГ	29,44	4x6	12,34	1,9
РП7-ЭП50	14	29,26	АВВГ	29,44	4x6	12,34	4,8
РП7-ЭП51	14	29,26	АВВГ	29,44	4x6	12,34	8,6
РП7-ЭП52	7	15,14	АВВГ	17,48	4x2,5	29,64	11,5

Сопротивление петли “фаза - ноль” берем по таблице 8.16 [6].

Сечение жил кабелей питающей сети выбираем по расчетному максимальному току РП.

Например, для РП1:  выбираем кабель АВВГ четырехжильный с сечением основной жилы  мм2, а сечение нулевой жилы -  мм2.  А по таблице 1.3.7 [4].

Сечение жил кабелей питающей сети выбираем по расчетному максимальному току РП. При этом значение тока берется как для трехжильного кабеля в земле, но с поправочным коэффициентом 0,92, так как кабель четырехжильный. Кабели в цехе укладываем в земле.

Полученные результаты сводим в таблицу 7.

Таблица 7 - Результаты выбора кабелей для РП

Участок сети	Расчетный ток  AСечение кабеля  мм2Допустимый ток , АМарка кабеля	Длина участка  м
ВРУ-РП1	41,06	4х6	42,32	АВВГ	10,4
ВРУ-РП2	85,02	4x25	105,8	АВВГ	23
ВРУ-РП3	170,55	4x70	193,2	АВВГ	6,7
ВРУ-РП4	341,86	4x185	354,2	АВВГ	1
ВРУ-РП5	341,86	4x185	354,2	АВВГ	4,8
ВРУ-РП6	4x25	105,8	АВВГ	35,5
ВРУ-РП7	280,5	4x150	308,2	АВВГ	17,3

Расчетная схема для ЭП1 представлена на рисунке 7.

ТМ - 630/10

ЭП1

                

Рисунок 7 - Расчетная схема для ЭП1

2.9 Выбор и проверка защитной аппаратуры

Автоматические выключатели - более совершенные защитные устройства по сравнению с предохранителями.

Это аппараты многократного действия, в которых не требуется заменять защитные элементы, как это делают в предохранителях. Выключатели служат как для включения, так и для отключения рабочих токов потребителей.

В качестве защитного аппарата выбираются автоматические воздушные выключатели серии ВА52 (ВА51). Выключатели выбирают по следующим условиям:

по номинальному напряжению выключателя по формуле (35): [8]

 (35)

где  - номинальное напряжение сети,  В.

по номинальному току теплового расцепителя по формуле (36):

        (36)

где  - коэффициент надежности, учитывающий разброс времени срабатывания теплового расцепителя;  - максимальный рабочий ток, А.

по току срабатывания электромагнитного расцепителя по формуле (37):

   (37)

где - коэффициент запаса,  - максимальный ток с учетом пуска электродвигателей, А.

Максимальный ток одного ЭД - это его пусковой ток, а группы ЭД определяется по формуле (38):

,                          (38)

где  - наибольший пусковой ток одного ЭД;  - коэффициент одновременности работы потребителей, для производственных потребителей ;  - сумма рабочих токов ЭП без одного, пусковой ток которого наибольший, А.

Выбор защитной аппаратуры.

Например, рассмотрим выбор автомата для ЭП1:

 А,  А, тогда

 А,

 А.

Выбираем автоматический выключатель, в соответствии [13], серии ВА52Г31, номинальный ток автомата -  А, теплового расцепителя -А, кратность тока электромагнитного расцепителя - .

 А условие выполнено.

А

 условие выполнено.

Таким образом, данный выключатель по всем параметрам подходит.

Для линии ВРУ-РП1:  А

А

 А

А

Выбираем автоматический выключатель серии ВА52Г31 [5], номинальный ток автомата -  А, ток уставки теплового расцепителя - А.

Принимаем кратность тока электромагнитного расцепителя:

,

 условие соблюдено.

А

Условие несрабатывания электромагнитного расцепителя при пуске электродвигателя:

 А следовательно, условие выполнено.

Аналогично выбираются автоматические выключатели для других ЭП и РП. Результаты выбора сводятся в таблицу 8.

Таблица 8 - Результаты выбора автоматических выключателей

Позиция

Токи

Расчетные токи расцепителей

Тип выключателя

Ном.ток ,АТоки расцепителей

Кратность тока Предел коммут-я способность , Ка

  Расчетный  АМаксимальный

АТеплового АЭлектро-маг-го

АТеплового ,АЭлектро-магнит-го

, А
ВРУ	544	2215		598,4			2768,8		ВА52-39	630		630			6300		10		15
РП1	41,06	132,24		45,17			165,30		ВА52Г31	100		50			700		14		14
РП2	85,02	233,35		93,52			291,69		ВА52Г31	100		100			1400		14		14
РП3	170,55	762,51		187,61			953,14		ВА52-37	400		250			2500		10		25
РП4	341,86	651,76		376,05			814,70		ВА52-37	400		400			4000		10		25
РП5	341,86	651,76		376,05			814,70		ВА52-37	400		400			4000		10		25
РП6	85,47	246,42		94,02			308,03		ВА52Г31	100		100			1400		14		14
РП7	280,5	893,62		308,55			1117,03		ВА52-37	320		320			3200		10		25
ЭП1	11,5	80,49		12,65			100,61		ВА52Г31	100		16			224		14		14
ЭП2	11,5	80,49		12,65			100,61		ВА52Г31	100		16			224		14		14
ЭП3	11,5	80,49		12,65			100,61		ВА52Г31	100		16			224		14		14
ЭП4	11,5	80,49		12,65			100,61		ВА52Г31	100		16			224		14		14
ЭП5	11,5	80,49		12,65			100,61		ВА52Г31	100		16			224		14		14
ЭП6	11,5	80,49		12,65			100,61		ВА52Г31	100		16			224		14		14
ЭП7	45,58	45,58		50,14			56,98		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП8	45,58	45,58		50,14			56,98		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП9	45,58	45,58		50,14			56,98		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП10	45,58	45,58		50,14			56,98		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП11	30,39	30,39		33,43			37,99		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП12	30,39	30,39		33,43			37,99		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП13	21,96	164,66		24,16			205,83		ВА52Г31	100		25			350		14		14
ЭП14	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП15	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП16	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП17	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП18	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14
ЭП19	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП20	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП21	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП22	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП23	21,96	164,66		24,16			205,83		ВА52Г31	100		25			350		14		14
ЭП24	21,96	164,66		24,16			205,83		ВА52Г31	100		25			350		14		14
ЭП25	21,96	164,66		24,16			205,83		ВА52Г31	100		25			350		14		14
ЭП26	21,96	164,66		24,16			205,83		ВА52Г31	100		25			350		14		14
ЭП27	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП28	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП29	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП30	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП31	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП32	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП33	55,66	361,76		61,23			452,20		ВА52Г31	100		63			882		14		14
ЭП34	55,66		361,76		61,23	452,20		ВА52Г31			100		63	882		14		14
ЭП35	55,66		361,76		61,23	452,20		ВА52Г31			100		63	882		14		14
ЭП36	55,66		361,76		61,23	452,20		ВА52Г31			100		63	882		14		14
ЭП37	55,66		361,76		61,23	452,20		ВА52Г31			100		63	882		14		14
ЭП38	55,66		361,76		61,23	452,20		ВА52Г31			100		63	882		14		14
ЭП39	15,14		113,58		16,65	141,98		ВА52Г31			100		20	280		14		14
ЭП40	15,14		113,58		16,65	141,98		ВА52Г31			100		20	280		14		14
ЭП41	15,14		113,58		16,65	141,98		ВА52Г31			100		20	280		14		14
ЭП42	15,14		113,58		16,65	141,98		ВА52Г31			100		20	280		14		14
ЭП43	15,14		113,58		16,65	141,98		ВА52Г31			100		20	280		14		14
ЭП44	15,14		113,58		16,65	141,98		ВА52Г31			100		20	280		14		14
ЭП45	82,58		578,03		90,84	722,54		ВА52Г31			100		100	1400		14		14
ЭП46	82,58		578,03		90,84	722,54		ВА52Г31			100		100	1400		14		14
ЭП47	82,58		578,03		90,84	722,54		ВА52Г31			100		100	1400		14		14
ЭП48	82,58		578,03		90,84	722,54		ВА52Г31			100		100	1400		14		14
ЭП49	29,26		204,85		32,19	256,06		ВА52Г31			100		40	560		14		14
ЭП50	29,26		204,85		32,19	256,06		ВА52Г31			100		40	14		14
ЭП51	29,26		204,85		32,19	256,06		ВА52Г31			100		40	560		14		14
ЭП52	15,14		113,58		16,65	141,98		ВА52Г31			100		20	280		14		14

Согласование и проверка защитной аппаратуры.

В соответствии с ПУЭ условия согласования для проводников с поливинилхлоридной изоляцией и для кабелей с бумажной и поливинилхлоридной изоляцией и выключателей с обратно зависимой от тока характеристикой теплового расцепителя определяются по формуле (39):

                                   (39)

Проверка автомата на чувствительность к току однофазного короткого замыкания в самой удаленной точке производится по формуле (40):

                                   (40)

Для надежного срабатывания: .

Например, для РП2:

А, сечение кабеля - ,А.

Чувствительность к току однофазного короткого замыкания в удаленной точке (ЭП12) для РП2:

Условие выполняется.

По проверке на ток трехфазного короткого замыкания все выключатели подходят, так как предельная коммутационная способность у них больше тока трехфазного КЗ:

Выключатель ВА52Г31:  

Выключатель ВА52-39:  

Выключатель ВА52-37:  

Аналогично согласовываются проводники ко всем РП и ЭП и проверяются автоматические выключатели. Результаты согласования заносим в таблицу 9.

Таблица 9 - Результаты согласования автоматов и проводников ЭП

Позиция               Ток теплового расцепителя , АКоэффициент

чувствительности

Сечение

мм2Допустимый ток , А
РП1	50	21,42	4х6	42,32
РП2	100	18,15	4х25	105,8
РП3	250	12,30	4х70	193,2
РП4	400	9,17	4х185	354,2
РП5	400	8,76	4х185	354,2
РП6	100	12,30	4х25	105,8
РП7	320	9,19	4х150	308,2
ЭП1	16	15,20	4х2,5	17,48
ЭП2	16	17,74	4х2,5	17,48
ЭП3	16	21,30	4х2,5	17,48
ЭП4	16	26,65	4х2,5	17,48
ЭП5	16	38,27	4х2,5	17,48
ЭП6	16	48,93	4х2,5	17,48
ЭП7	63	20,34	4х16	55,2
ЭП8	63	16,79	4х16	55,2
ЭП9	63	22,37	4х16	55,2
ЭП10	63	20,20	4х16	55,2
ЭП11	63	27,00	4х10	38,64
ЭП12	63	18,41	4х10	38,64
ЭП13	25	41,72	4х4	24,84
ЭП14	63	35,84	4х25	69
ЭП15	63	40,18	4х25	69
ЭП16	63	44,15	4х25	69
ЭП17	63	32,43	4х25	69
ЭП18	63	35,84	4х25	69
ЭП19	63	38,97	4х25	69
ЭП20	63	29,55	4х25	69
ЭП21	63	32,43	4х25	69
ЭП22	63	34,97	4х25	69
ЭП23	25	95,64	4х4	24,84
ЭП24	25	95,64	4х4	24,84
ЭП25	25	92,78	4х4	24,84
ЭП26	25	55,36	4х4	24,84
ЭП27	63	44,75	4х25	69
ЭП28	63	44,75	4х25	69
ЭП29	63	43,18	4х25	69
ЭП30	63	38,33	4х25	69
ЭП31	63	40,68	4х25	69
ЭП32	63	40,68	4х25	69
ЭП33	63	39,38	4х25	69
ЭП34	63	35,30	4х25	69
ЭП35	63	36,34	4х25	69
ЭП36	63	36,34	4х25	69
ЭП37	63	35,30	4х25	69
ЭП38	63	31,91	4х25	69
ЭП39	20	15,25	4х2,5	17,48
ЭП40	20	17,03	4х2,5	17,48
ЭП41	20	19,38	4х2,5	17,48
ЭП42	20	22,48	4х2,5	17,48
ЭП43	20	25,11	4х2,5	17,48
ЭП44	20	33,06	4х2,5	17,48
ЭП45	100	21,08	4х35	82,8
ЭП46	100	22,23	4х35	82,8
ЭП47	100	23,57	4х35	82,8
ЭП48	100	25,63	4х35	82,8
ЭП49	40	57,19	4х6	29,44
ЭП50	40	42,71	4х6	29,44
ЭП51	40	32,07	4х6	29,44
ЭП52	20	28,55	4х2,5	17,48

Как видно из таблицы 9, автоматические выключателя для большого числа электроприемников не прошли проверку на условие согласования для проводников и выключателей с обратно зависимой от тока характеристикой теплового расцепителя, т.е. . Чтобы пройти проверку, производим замену кабелей с  на кабели с большим сечением, следовательно, и с большим допустимым длительным током. Проверку новых выбранных кабелей по потерям и колебаниям напряжения осуществлять не нужно, так как их сопротивление меньше, чем у предыдущих кабелей, прошедших проверку.

Результаты перерасчета токов однофазных коротких замыканий и выбора кабелей сведены в таблицу 10.

Таблица 10 - Результаты согласования автоматов и кабелей ЭП

Позиция               Ток теплового расцепителя , АТок

однофазного КЗ , АКоэффициент

чувствительности

Сечение

мм2Допустимый ток , А	50	1071,1	21,42	4х10	64,4
РП2	100	1814,7	18,15	4х25	105,8
РП3	250	3075,1	12,30	4х120	271,4
РП4	400	3669,1	9,17	4х185	354,2
РП5	400	3503,2	8,76	4х185	354,2
РП6	100	1229,9	12,30	4х25	105,8
РП7	320	2940,6	9,19	4х185	354,2
ЭП1	16	243,2	15,20	4х2,5	17,48
ЭП2	16	283,8	17,74	4х2,5	17,48
ЭП3	16	340,8	21,30	4х2,5	17,48
ЭП4	16	426,4	26,65	4х2,5	17,48
ЭП5	16	612,3	38,27	4х2,5	17,48
ЭП6	16	782,9	48,93	4х2,5	17,48
ЭП7	63	1281,5	20,34	4х25	69
ЭП8	63	1057,7	16,79	4х25	69
ЭП9	63	1409	22,37	4х25	69
ЭП10	63	1272,5	20,20	4х25	69
ЭП11	63	1701	27,00	4х25	69
ЭП12	63	1160,1	18,41	4х25	69
ЭП13	25	1043	41,72	4х6	29,44
ЭП14	63	2258,1	35,84	4х25	69
ЭП15	63	2531,3	40,18	4х25	69
ЭП16	63	2781,6	44,15	4х25	69
ЭП17	63	2043,2	32,43	4х25	69
ЭП18	63	2258,1	35,84	4х25	69
ЭП19	63	2455,1	38,97	4х25	69
ЭП20	63	1861,4	29,55	4х25	69
ЭП21	63	2043,2	32,43	4х25	69
ЭП22	63	2203,2	34,97	4х25	69
ЭП23	25	2390,9	95,64	4х6	29,44
ЭП24	25	2390,9	95,64	4х6	29,44
ЭП25	25	2319,4	92,78	4х6	29,44
ЭП26	25	1384	55,36	4х6	29,44
ЭП27	63	2819,5	44,75	4х25	69
ЭП28	63	2819,5	44,75	4х25	69
ЭП29	63	2720,6	43,18	4х25	69
ЭП30	63	2414,6	38,33	4х25	69
ЭП31	63	2562,7	40,68	4х25	69
ЭП32	63	2562,7	40,68	4х25	69
ЭП33	63	2480,7	39,38	4х25	69
ЭП34	63	2223,8	35,30	4х25	69
ЭП35	63	2289,4	36,34	4х25	69
ЭП36	63	2289,4	36,34	4х25	69
ЭП37	63	2223,8	35,30	4х25	69
ЭП38	63	2010,1	31,91	4х25	69
ЭП39	20	304,9	15,25	4х4	24,84
ЭП40	20	340,6	17,03	4х4	24,84
ЭП41	20	387,5	19,38	4х4	24,84
ЭП42	20	449,5	22,48	4х4	24,84
ЭП43	20	502,2	25,11	4х4	24,84
ЭП44	20	661,1	33,06	4х4	24,84
ЭП45	100	2108	21,08	4х50	101,2
ЭП46	100	2223,2	22,23	4х50	101,2
ЭП47	100	2356,6	23,57	4х50	101,2
ЭП48	100	2563,4	25,63	4х50	101,2
ЭП49	40	2287,5	57,19	4х16	55,2
ЭП50	40	1708,4	42,71	4х16	55,2
ЭП51	40	1282,9	32,07	4х16	55,2
ЭП52	20	570,9	4х4	24,84

2.10 Вывод

В данном разделе произведен выбор схемы электроснабжения, расчет электрических нагрузок, включая освещение, выбор кабелей, выбор и согласование аппаратов защиты для столярного цеха №1.

. ВЫБОР СХЕМ ПИТАЮЩИХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ СРЕДНЕГО НАПРЯЖЕНИЯ

3.1 Выбор варианта схемы электроснабжения промзоны

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

Используем схему электроснабжения от энергетической системы, при отсутствии собственной электростанции, на напряжение 10Кв, изображенную на рисунке 8. [5]

Рисунок 8 - Схема электроснабжения промзоны

Для взаимного резервирования рекомендуется использовать шинные и кабельные перемычки между ближайшими подстанциями, а также концами сетей низшего напряжения, питаемых от разных трансформаторов.

При проектировании общей схемы электроснабжения необходимо принимать варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

Выбор схемы распределительной сети среднего напряжения 10 кВ осуществляется на основании техники-экономического сравнения 2-х вариантов: радиальной с проектированием ЦРП и петлевой.

3.2 Вывод

В данном разделе был произведен выбор рода тока и системы напряжения. Рекомендована система напряжений 10/0,4 переменного тока промышленной частоты 50Гц. Выбор схемы распределительной сети среднего напряжения 10 кВ осуществляется на основании технико-экономического сравнения, для того чтобы найти оптимальный вариант.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА И МОЖНОСТИ КТП. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ КТП И РЦП

.1 Определение числа и мощности КТП

Характеристика всех производственных помещений получается аналогично расчету столярного цеха №1. Результаты расчета представлены в таблице 11.

Таблица 11 - Характеристика производственных помещений предприятия

№	Производственное помещение	Полная расчетная мощность, Коэффициент мощности, cosАктивная мощность, Реактивная мощность, Категория по надежности электро-снабжения
1	Столярный цех №1	376	0,66	248	282	2
2	Столярный цех №2	410	0,71	291	289	2
3	Столярный цех №3	440	0,7	308	314	2
4	Основной склад	60	0,8	48	36	3
5	Диэлектрическая сушильная камера №1	110	0,5	55	95	2
6	Диэлектрическая сушильная камера №2	110	0,5	55	95	2
7	Диэлектрическая сушильная камера №3	110	0,5	55	95	2
8	Пилорама	220	0,7	154	157	2
9	Склад №2	20	0,8	16	12	3
10	Офисные помещения	30	0,9	27	13	3
11	Котельная	60	0,8	48	36	1
Суммарная мощность		1946

От правильного выбора числа и мощности трансформаторов ТП, а также их размещения на территории микрорайона зависит эффективность функционирования системы в целом. Выбор числа трансформаторов зависит от категории надежности и выбранной схемы электроснабжения подключенных потребителей. В частности, для питания потребителей I категории и ответственных потребителей II категории применяются двухтрансформаторные подстанции в сочетании с двухлучевыми схемами питания. Каждый трансформатор при этом питается от отдельной линии, подключенной к независимому источнику питания. В случае выхода из строя одного из трансформаторов другой, в соответствии с допустимой по ПУЭ аварийной перегрузкой, обеспечивает питание почти всех потребителей, подключенных к ТП. Перевод нагрузки с отказавшего трансформатора на оставшийся в работе должен осуществляться автоматически. Для питания потребителей II и III категорий в зависимости от суммарной нагрузки потребителей могут применяться как двух-, так и однотрансформаторные подстанции в сочетании с петлевыми схемами питания. Причем, при применении однотрансформаторных подстанций питание потребителей II категории в аварийном режиме осуществляется от ближайшей ТП посредством перемычки.

Ориентировочное число ТП определяется по формуле (41): [10]

          (41)

где  - коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме, при расчетах принимается равным 0,7; Sтр.ном. - номинальная мощность трансформатора, кВ*А; nтр. - число трансформаторов ТП. Так как на рассматриваемом предприятии имеются потребители I и II категории, то принимаем число трансформаторов ТП равным двум.

. Принимаем NТП = 3.

Потребители разбиваются на группы, число которых равно числу ТП. Произведем распределение нагрузок по ТП:

ТП1: столярный цех №1, диэлектрическая сушильная камера №1,2,3.

ТП2: столярный цех №3, основной склад, пилорама.

ТП3: столярный цех №2, склад №2, офисные помещения, котельная.

4.2 Расчет мощности нагрузок, подключенных к КТП

Определяется установленная мощность каждой ТП в зависимости от подключенных потребителей.

Затем действительные значения коэффициентов загрузки сравниваются с допустимыми значениями. Действительные значения коэффициентов загрузки в нормальном и послеаварийном режимах определяются по формулам (42) и (43):

 (42)

 (43)

где Sр.ТП - расчетная мощность ТП, кВ*А; Sтр.ном. - номинальная мощность трансформаторов ТП, кВ*А; nтр. - число трансформаторов ТП.

Полученные по формулам (42) и (43) коэффициенты не должны превышать следующих значений:

Для ТП1:

Sр.ТП1

Мощность трансформаторов выбрана правильно.

Для ТП2:

Sр.ТП2

Мощность трансформаторов выбрана правильно.

Для ТП3:

Sр.ТП3

Мощность трансформаторов выбрана правильно вследствие возможного увеличения потребляемой энергии в будущем.

Технические характеристики ТМ-630/10:

ТМ-630/10 с параметрами: Uвн=10 кВ; Uнн=0.4 кВ; ∆Рхх=1.31 кВт; ∆Ркз=7.6 кВт; Uк=5.5%; Iхх=2%; схема соединения ∆/Y0; сопротивление прямой последовательности: Rт=3.1 мОм; Xт=13,6 мОм; Zт=14 мОм; сопротивление при однофазном замыкании Zто/3=42 мОм.

Выбираем КТП наружной установки тупикового исполнения киоскового типа серии: 2КТП-КО-1А-630-10/0,4 У1, “2” - количество трансформаторов, “К” - киоскового типа, “О” - подстанция общепромышленного назначения; 1А - “1” - разъединитель на вводе, “А” - автоматический выключатель на отходящих линиях; 630 - мощность трансформатора, кВА; 10/0,4 - “10”- класс напряжения трансформатора, кВ; “0,4”- номинальное напряжение на низшей стороне, кВ; У1 - “У” - умеренный климат, “1” - категория размещения.

4.3 Определение местоположения пунктов питания на территории промзоны

Конструктивно КТП выполнены в виде отдельно стоящих одноэтажных сооружений с кабельными вводами. Для уменьшения приведенных затрат в сети 0,4 кВ ТП располагают как можно ближе к центру электрических нагрузок. Координаты центра нагрузок определяются графо-аналитическим методом по формулам (44), (45):

 (44)

 (45)

где Рр.i - электрические нагрузки, подключенных к ТП потребителей, кВт; Xi, Yi - центры нагрузок потребителей.

При размещении ТП необходимо предусматривать возможность проезда для производства монтажных и ремонтных работ, удобный подход кабельных линий ВН и НН, а также архитектурные требования застройки селитебной зоны, поэтому допускается перенос центров ТП на небольшое расстояние таким образом, чтобы выполнялись вышеперечисленные требования.

Определяем центры нагрузок потребителей графическим методом. Для этого определим координаты центров зданий (рисунок 9). Результаты занесем в таблицу 12.

Рисунок 9 - Координаты центра нагрузок

Таблица 12 - Координаты центров нагрузок потребителей

Здание, тип	Координаты центра на плане, см
	Х	Y
Столярный цех №1	1,46	3,76
Столярный цех №2	2,78	3,76
Столярный цех №3	4,1	3,76
Основной склад	5,5	3,46
Диэлектрическая сушильная камера №1	1,46	2,51
Диэлектрическая сушильная камера №2	1,46	2,02
Диэлектрическая сушильная камера №3	1,46	1,54
Пилорама	5,05	1,96
Склад №2	1,46	0,56
Офисные помещения	4,31	0,92
Котельная	5,7	0,8

Определяем координаты ТП по формулам (44) и (45).

Для КТП1:

Для КТП2:

Для КТП3:

Для ЦРП:

Истинные координаты:

Для КТП1 (2,5;2,77); КТП 2 (4,44;2,77); КТП 3 (3,54;2,77); ЦРП (3;2,7).

Отобразим полученные координаты КТП и ЦП на плане с учетом переноса (рисунок 10).

4.4 Вывод

В данном разделе определяется число, и мощность КТП, тип трансформаторов. Производится расчет центров нагрузок и на основании этого определяется месторасположение КТП и ЦРП.

5. РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ 10 КВ И 0,4 КВ

5.1 Выполнение распределительной сети 0,4 кВ

Расчет сети заключается в выборе сечения и марок проводов и кабелей, а также в выборе защитной аппаратуры для отключения поврежденной линии при коротком замыкании (к.з.) с целью предохранения элементов сети от различных повреждений, а также по условиям техники безопасности.

Распределительная сеть 0,4 кВ выполняется по радиальной схеме. Трассы КЛ прокладываются по техническим полосам и пешеходным тротуарам по кратчайшему пути. При этом КЛ не должны проходить по участкам на которых проектируется строительство новых объектов. Выбор трассы должен учитывать имеющиеся подземные коммуникации и зеленые насаждения. Минимально возможные расстояния до тепло-, газопроводов, стволов деревьев и т.д. нормируется ПУЭ (п.2.3.87-2.3.93) [1].

Схема выбранных трасс КЛ на 0,4 кВ показана на рисунке 11.

Сечения жил кабелей распределительной сети 0,4 кВ выбираются по длительно допустимому току в нормальном и послеаварийном режимах, а также по допустимым потерям напряжения.

Выбор сечения кабелей производится в следующей последовательности:

. Определяется нагрузка линий;

. Рассчитывается ток в линии по формуле (46):

 (46)

где  - расчетный ток в линии, А;  - полная мощность передаваемая по линии, кВ*А.

. Определяется поправочный коэффициент на условия прокладки кабеля по формуле (47):

         (47)

где  - температурный коэффициент, который принимается по таблице 1.3.3 [1] для расстояния между кабелями в свету а = 100 мм; - коэффициент на параллельную прокладку кабелей, лежащих рядом в земле, принимается по таблице 1.3.26 [1];  - коэффициент перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме, определенный в гл. 4; - поправочный коэффициент на удельное сопротивление грунта, принимается по таблице 1.3.23 [1];  - коэффициент смены напряжения; при использовании кабелей на номинальное напряжение равен 1,0.

Т.к. на территории республики Марий-Эл средняя температура земли на глубине 70 см составляет 5°С, следовательно, температурный коэффициент (для нормальной температуры при прокладке в земле tз = 15°C) равен .

Коэффициент, учитывающий количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле в нормальном режиме работы  (для двух параллельных кабелей). В послеаварийном режиме работы (обрыв одного кабеля рассматриваемой линии), принимается (для одного кабеля).

Поправочный коэффициент на удельное сопротивление грунта принимаем равным (для нормальной почвы).

. Проверяется условие по формуле (48):

 (48)

где - допустимый рабочий ток кабеля, А;  - номинальный допустимый ток кабеля при нормальных условиях прокладки.

 - принимается по [1].

. Производится проверка выбранного сечения на допустимые потери напряжения в линии по формуле (49):

                                  (49)

где Аi = 0,69 - для трехфазной линии [4]; r0i, x0i - соответственно удельное активное и реактивное сопротивление кабеля, Ом/км;  - коэффициент мощности линий; - длина участка линии, км.

Допустимые потери напряжения в распределительной сети 0,4 кВ до ввода в здание принимаются равными 5 %.

При превышении потерь напряжения в линии указанных значений - сечение кабеля увеличивается до необходимых значения.

. Проверка выбранных сечений кабелей по допустимой потере напряжения в послеаварийном режиме ведется с учетом допустимого снижения напряжения на зажимах ЭП еще на 5%. Таким образом:

Минимальное сечение кабелей 10 кВ равно 35 мм2, а линий 0,38 кВ - 16мм2.

В качестве примера рассмотрим выбор сечения кабеля, питающего склад №2. Склад относится к третьей категории по надежности электроснабжения, поэтому прокладываем один кабель. Расчетный ток кабеля в нормальном режиме составляет:

Поправочный коэффициент на условия прокладки кабеля:

Выбираем кабель марки АПвБбШп 3´16 + 1´10 мм2. Сечение данной марки кабеля выбирается по таблице 1.3.16 [1] в графе четырехжильных кабелей до 1 кВ, и для линии КТП3-9 равно F = 16 мм2, =90А.

97,2 А > 30,42 А.

Условие выполняется, принимаем выбранное сечение жилы, результаты расчетов заносим в таблицу 13.

Таблица 13 - Выбор сечения кабельных линий

Участок линии

Длина линии, м

Кол-во кабелей

Мощность, передаваемая по линии, кВA

Токовая нагрузка кабеля, A

Поправочный коэффициент

Сечение кабеля ААБлУ, мм2

Длительно допустимый ток кабеля, А

                               в норм. режиме в послеав. режиме

в норм. режиме

в послеав. режиме
КТП1-1	214	3	188	376	190	285	0,91	1,4	3´95+1´70	240	220	336
КТП1-5	114	2	55	110	83	167	0,972	1,523	3´25+1´16	115	112	175
КТП1-6	241	2	55	110	83	167	0,972	1,523	3´25+1´16	115	112	175
КТП1-7	388	2	55	110	83	167	0,972	1,523	3´25+1´16	115	112	175
КТП2-3	99	3	220	440	222	333	0,91	1,4	3´95+1´70	240	220	336
КТП2-4	68	1	60	-	91	-	1,08	-	3´25+1´16	115	124	-
КТП2-8	91	2	110	220	167	333	0,972	1,534	3´95+1´70	240	233	368
КТП3-2	117	3	205	410	207	311	0,91	1,4	3´95+1´70	240	220	336
КТП3-9	1	20	-	30	-	1,08	-	3´16+1´10	90	97	-
11-10	120	1	30	-	45	-	1,08	-	3´16+1´10	90	97	-
КТП3-11	1179	2	45	90	68	136	0,972	1,523	3´25+1´16	115	112	175

Допустимые потери напряжения для кабелей 0,4 кВ, по которым будет осуществляться проверка, составляют:

- в нормальном режиме ;

в послеаварийном режиме допускается потеря напряжения дополнительно на 5%, т.е. .

Определение потери напряжения в кабельных линиях покажем на примере линии КТП1-1.

Потери напряжения в кабельной линии в нормальном режиме работы определяются по формуле (50): [12]

,    (50)

где  - расчетный ток в нормальном режиме работы [1];  - расчетный коэффициент;  - расчетный коэффициент, определяемый по формуле (51):

          (51)

 - номинальное напряжение сети, В; r0 и x0 - удельные сопротивления кабеля, которые зависят от сечения жилы, и выбираются по справочным данным, Ом/км; L - длина линии, км.

Тогда потери в нормальном режиме:

Проверяем полученные потери по допустимой потере напряжения по формуле (52):

        (52)

,65% < 5%.

Данное сечение удовлетворяет требованиям качества электрической энергии.

Проведем выбранного сечения по потере напряжения в послеаварийном режиме работы. Потери напряжения в кабельной линии в послеаварийном режиме работы определяются по формуле (53):

,       (53)

где  - расчетный ток в послеаварийном режиме работы.

Проводим проверку полученных потерь по допустимой потере напряжения в послеаварийном режиме работы по формуле (54):

        (54)

6,98% < 10%.

Таким образом, полученные потери меньше допустимых значений, поэтому можно сделать вывод, что сечение кабеля выбрано верно. Если линия состоит из нескольких участков, то потери на участках суммируют и сравнивают с допустимыми. Аналогичные расчеты проводятся для всех линий сети, результаты сводятся в таблицу 14.

Таблица 14 - Расчет потерь напряжения в распределительной сети 0,4кВ

Участок линии	Сечение F, мм2	Длина L, м	Уд. сопр. линии, Ом/км		Расчетные коэффициенты		Потеря напр-я в нормальном режиме, %		Потеря напр-я в послеаварийном режиме ∆Uп.ав., %
			r0	x0	cosj	sinj	∆Uн	ΣUн
КТП1-1	3´120+1´70	214	0,34	0,06	0,66	0,75	4,65	-	6,98
КТП1-5	3´50+1´25	114	1,28	0,07	0,5	0,87	2,77	-	5,57
КТП1-6*	3´50+1´25	241	0,55	0,06	0,5	0,87	2,82	-	5,68
КТП1-7*	3´50+1´25	388	1,28	0,07	0,5	0,87	4,58	-	9,22
КТП2-3	3´95+1´70	99	0,34	0,06	0,7	0,71	2,67	-	4,01
КТП2-4	3´50+1´25	68	1,28	0,07	0,8	0,6	2,86	-	-
КТП2-8	3´120+1´70	91	0,34	0,06	0,7	0,71	1,85	-	3,68
КТП3-2	3´120+1´70	117	0,34	0,06	0,71	0,7	2,94	-	4,42
КТП3-9*	3´25+1´16	381	1,28	0,07	0,8	0,6	4,9	-	-
11-10	3´16+1´10	120	1,95	0,07	0,9	0,44	1,9	4,83	-
КТП3-11*	3´120+1´70	1179	0,14	0,05	0,8	0,6	2,93	-	5,89

Примечание: в данной таблице * - сечение линии увеличенное, т.к. потери в линии больше допустимых.

Выбор защитной аппаратуры.

В качестве защитного аппарата выбираются автоматические воздушные выключатели серии ВА. Выключатели выбирают по следующим условиям:

) по номинальному напряжению автоматического выключателя по формуле (55):н.а ³ Uн.с                                                       (55)

где Uн.с - номинальное напряжение сети = 380 В.

) по номинальному току теплового расцепителя по формуле (56):

н.т ³ kнIр                                                  (56)

где kн - коэффициент надежности учитывающий разброс времени срабатывания теплового расцепителя 1,1-1,3; Iр - максимальный рабочий ток.

3) по току срабатывания электромагнитного расцепителя по формуле (57):

э.р ³ kзапIмакс                                                  (57)

где kзап - коэффициент запаса =1,25.

Например, рассмотрим выбор автомата для КТП1-1: Iр=190 А, Imax=285, тогда по формулам (56) и (57):

Iн.т.расч= 1,2 190= 228 А,э.р.расч = 1,25  285 = 356,25 А

Выбираем автоматический выключатель серии ВА51-35, номинальное напряжение автомата - до 660В, номинальный ток теплового расцепителя - Iн..т=250 А, кратность тока электромагнитного расцепителя определяется по формуле (58):

р=                                            (58)

Для данного автомата kр=5. Выразим из формулы (58) Iэ.р для данного автомата:э.р = 250  5 = 1250 А

э.р > Iэ.р.расч,

>356,25

Условия выбора выполняются.

Аналогично выбираются автоматические выключатели для других ЭП. Результаты выбора сводятся в таблицу 15.

Таблица 15 - Результаты выбора автоматических выключателей [13]

Позиция	Расчетные токи расцепителей		Тип выключателя	Токи расцепителей
	Теплового Iн.т.расч., А	Элетромагнитного Iэ.рэрасч., А		Теплового Iн.т., А	Элетромагнитного Iэ.р., А
КТП 1-1	228	356	ВА 51-35	250	1250
КТП 1-5	100	209	ВА 51-35	125	1000
КТП 1-6	100	209	ВА 51-35	125	1000
КТП 1-7	100	209	ВА 51-35	125	1000
КТП 2-3	266	416	ВА 51-35	250	1250
КТП 2-4	109	136	ВА 51-35	125	1000
КТП 2-8	200	416	ВА 51-35	250	1250
КТП 3-2	248	389	ВА 51-35	250	1250
КТП 3-9	36	45	ВА 51-35	63	630
11-10	54	68	ВА 51-35	63	630
КТП 3-11	82	170	ВА 51-35	125	1000

Расчет однофазного тока КЗ и проверка чувствительности защитного аппарата к току однофазного КЗ.

Расчет однофазного тока КЗ покажем на примере кабельной линии КТП1-1. Расчетная схема для определения тока однофазного КЗ показана на рисунке 12.

Рисунок 12 - Расчетная схема для определения тока однофазного КЗ

На основании расчетной схемы составим схему замещения, которая показана на рисунке 13.

Рисунок 13 - Схема замещения для определения однофазного тока КЗ

Согласно ПУЭ, ток однофазного КЗ определяется по формуле (59), в которой пренебрегают переходными сопротивлениями коммутационных аппаратов: [1]

      (59)

где Uср. - фазное среднее напряжение сети, Uср. = 230 В;  - полное сопротивление трансформатора при однофазном КЗ, равно  = 0,042 Ом; - сопротивление петли «фаза-нуль», Ом; определяется по формуле (60):

,     (60)

где - удельное сопротивление петли «фаза-нуль», Ом/км; определяется по таблице 8.16 [4]; L - длина КЛ, км.

Таким образом, ток однофазного КЗ в точке K(1):

Чувствительность защитного аппарата к данному току определяется коэффициентом чувствительности, который определяется по формуле (61):

Кч= (61)

где - уставка теплового расцепителя автоматического выключателя при его срабатывании на отключение КЗ, А.

Для выключателя, установленного на линии КТП1-1:

Полученное значение коэффициента чувствительности сравнивается с минимально допустимым значением Kч.мин.доп. = 3. Так как Kч = 3,26 > 3, то выключатель надежно отключит поврежденную линию. Аналогичные расчеты проводятся и для других линий, только в случае, если линия состоит из нескольких участков, сопротивления Zп1 и Zп2 просто складываются. Результаты расчетов представлены в таблице 16.

Таблица 16 - Расчет токов однофазного КЗ и проверка коэффициента чувствительности распределительной сети 0,4 кВ

Позиция	Ток теплового расцепителя Iн.т, А	Ток однофазного КЗ Iкз, кА	Коэффициент чувствительности Кч	Сечение F, мм2	Допустимый ток Iдоп, А
КТП 1-1	250	963	3,21	3´120+1´70	270
КТП 1-5	125	496	3,97	3´50+1´25	160
КТП 1-6	125	483	3,87	3´50+1´25	160
КТП 1-7	125	388	3,1	3´50+1´25	160
КТП 2-3	300	1728	5,76	3´95+1´70	240
КТП 2-4	125	783	6,27	3´50+1´25	160
КТП 2-8	250	1829	6,10	3´120+1´70	270
КТП 3-2	250	5,12	3´120+1´70	270
КТП 3-9	63	195	3,1	3´25+1´16	90
11-10	63	306	4,85	3´16+1´10	90
КТП 3-11	125	401	3,2	3´120+1´70	270

Определение трехфазного тока КЗ и проверка аппаратов защиты на предельную отключающую способность.

Определение трехфазного тока КЗ на шинах трансформатора необходимо для того, чтобы проверить выбранный защитный аппарат, т.е. автоматический выключатель, на предельную отключающую способность, которая характеризуется предельным током отключения выключателя.

Расчетная схема для определения тока трехфазного КЗ приведена на рисунке 14.

Рисунок 14 - Расчетная схема для определения тока трехфазного КЗ

На основании данной схемы составлена схема замещения, показанная на рисунке 15.

Рисунок 15 - Схема замещения для определения тока трехфазного КЗ

Ток трехфазного КЗ будет одинаков для всех КТП.

Ток трехфазного КЗ на шинах КТП () определяется по формуле (62), кА:

,      (62)

где Uср. - среднее линейное напряжение сети, Uср. = 0,4 кВ; Zтр. - полное сопротивление трансформатора; для трансформатора мощностью 630 кВА и со схемой соединения обмоток ∆/Y0 Zтр. = 0,056 Ом.

Таким образом, ток трехфазного КЗ равен:

Правильность выбора выключателя с точки зрения предельной отключающей способности оценивается формулой (63):

,          (63)

где Iпр.отк. - предельный ток отключения выключателя, т.е. максимальный ток, который может отключить выбранный выключатель, кА.

Проверим условие (63):

пр.отк. =25 кА > = 4,12 кА.

Т.к. условие (63) выполняется для всех выключателей, то можно сделать вывод, защитные аппараты выбраны верно.

Таким образом, в результате всех проделанных расчетов и проверок окончательно получены сечения кабелей, которые представлены в таблице 17.

Таблица 17 - Марка и сечение кабеля для распределительной сети 0,4кВ

Позиция	Сечение F, мм2
КТП 1-1	3´120+1´70
КТП 1-5	3´50+1´25
КТП 1-6	3´50+1´25
КТП 1-7	3´50+1´25
КТП 2-3	3´95+1´70
КТП 2-4	3´50+1´25
КТП 2-8	3´120+1´70
КТП 3-2	3´120+1´70
КТП 3-9	3´25+1´16
11-10	3´16+1´10
КТП 3-11	3´120+1´70

Определение потерь мощности и энергии в проектируемой распределительной сети 0,4 кВ. Определение потерь мощности и энергии в линиях.

Потери активной и реактивной мощности определяются по формулам (64) и (65):

 , кВт                                            (64)

, кВАр                                         (65)

где IР - расчетный ток определяется по таблице 13; RЛ, XЛ - активное и индуктивное сопротивление линии.

Годовые потери энергии в линиях найдем по формуле (66):

, МВт год                                       (66)

где t - время потерь, это условное время, за которое максимальный ток нагрузки или расчетный ток протекал по линии, создал бы потери энергии, равные действительным потерям за год, то есть принимается Тmax=4500 ч. - время использования максимальной нагрузки, берется по условию что предприятие односменное, тогда принимаем, что время потерь t = 2250 часов.

Например, для участков линии КТП 1- 1:

По формулам (64) и (65):

DРл = 5,56 кВт

DQл = 1,39 кВАр

Полные потери мощности в линиях:

DSл = = 5,73кВА

Годовые потери энергии в линиях по формуле (66):

DWл = 5,73 . 2250 = 12,89 МВт год

Результаты расчета потерь мощности в линиях приведены в таблице 18.

Таблица 18 - Потери мощности и энергии в трансформаторе

Участок линии	Длина линии L, км	Сопротивление линии		Расчетный Ток Iр, А	Потери мощности
		Активное R, Ом	Индуктивное, X, Ом		Активные DP, кВт	Реактивные DQ, кВар
КТП 1-1	0,214	0,24	0,06	190	5,56	1,39
КТП 1-5	0,114	0,59	0,063	83	1,39	0,15
КТП 1-6	0,241	0,59	0,063	83	2,94	0,31
КТП 1-7	0,388	0,59	0,063	83	4,73	0,51
КТП 2-3	0,099	0,31	0,06	222	4,54	0,88
КТП 2-4	0,068	0,59	0,063	91	1,00	0,11
КТП 2-8	0,091	0,24	0,06	167	1,83	0,46
КТП 3-2	0,117	0,24	0,06	207	3,61	0,90
КТП 3-9	0,381	1,17	0,066	30	1,20	0,07
11-10	0,120	1,84	0,068	45	1,34	0,05
КТП 3-11	1,179	0,24	0,06	68	3,93	0,98

Активные потери мощности в трансформаторе определяется по формуле (67):

DРтр = DРх + , кВт                                 (67)

где D Рх - потери мощности х. х.; D Рк - потери мощности короткого замыкания; Sн.расч - полная расчетная мощность трансформатора; Sн.тр - полная номинальная мощность трансформатора;

Для КТП1:

D Ртр =  = 1,33 кВт.

Реактивные потери мощности трансформатора определяются по формуле (68):

,                              (68)

где Ix.x - ток холостого хода трансформатора; Uк - напряжение К.З. трансформатора.

DQтр =  +  = 12,62 кВАр.

Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле (69):

, кВт               (69)

где b - коэффициент загрузки трансформатора, b = 0,6.

DWтр = 2.1,31. 4500 + 2.7,6 . 0,62 2250 = 24102 кВт . год

Суммарные потери активной и реактивной мощности в линиях и в трансформаторе определяются по формулам (70) и (71):

 (70)

 (71)

Суммарные годовые потери энергии в линиях и трансформаторе определяются по формуле (72):

 (72)

Результаты расчета потерь мощности и электроэнергии приведены в таблице 19.

Таблица 19 - Расчет потерь мощности и электроэнергии

Позиция	D Ртр, кВтDQтр, кВАDWтр кВт . год
КТП 1	1,33	12,62	24102
КТП 2	1,34	12,62	24102
КТП 3	1,32	12,61	17539
В кабелях	32,07	5,81	73516
Итого	36,06	43,66	139259

5.2 Расчет распределительных сетей среднего напряжения 10 кВ

На рисунках 16 и 17 показаны планы прокладки кабелей 10 кВ для двух вариантов схем электроснабжения. Вариант 1 - радиальная схема питания КТП от ЦРП; вариант 2 - смешанная, двойная магистральная и радиальная схема питания.

Выбор сечений кабелей 10 кВ.

Рассчитаем участок питающей сети ЦРП-КТП1 по формулам (73) и (74):

 (73)

 (74)

где  - коэффициент полезного действия трансформатора, принимаемый при напряжении сети 10кВ равным 0,96%;  - число кабелей по которым передается нагрузка.

Сечение кабельных линий распределительных сетей 10 кВ выбирается по экономической плотности тока по формуле (75):

     (75)

где Iр.н. - расчётный ток кабельной линии в нормальном режиме.

jэ - экономическая плотность тока. Для кабелей с алюминиевыми жилами и числом часов использования максимума нагрузки τ=4500, jэ=1,7.

Принимаем трёхжильный кабель ближайшего сечения на 10 кВ из сшитого полиэтилена: АПвПГ сечением 35 мм2 с длительным допустимым током Iдоп.=138 А.

Выбранное сечение проверяется по току нормального режима по формуле (76):

      (76)

где kп - поправочный коэффициент на условия прокладки кабеля, учитывающий отклонение температуры окружающей среды от нормированной (+150С) при прокладке кабелей в земле. Определяется по таблице 4.3 [1]. На территории РМЭ средняя температура земли на глубине 70 см составляет +50С. Этой температуре соответствует kп=1,08.

Таким образом, выбранное сечение удовлетворяет условию протекания по кабелю длительного рабочего тока нормального режима.

Сечение проверяется по току послеаварийного режима по условию (77):

        (77)

где kпер - коэффициент допустимой перегрузки кабеля в послеаварийном режиме. kпер=1,4

Таким образом, выбранное сечение удовлетворяет условию протекания по кабелю тока послеаварийного режима.

Выбор и расчётная проверка сечений кабелей на остальных участках распределительной сети производится аналогично и заносится в таблицу 20.

Таблица 20 - Выбор сечений кабелей 10 кВ

Участок сети	Полная расч. мощность в норм. режиме Sр.н	Полная расч. мощность в послеав. Режиме Sр.ав	Расч. ток линии в нормальном режиме Iр.н	Расч. ток линии в послеав. Режиме Iр.ав.	Расчётное сечение, Fэ	Стандартное сечение	Допустимый ток ,Iд	Iдн	Iдав.
	кВт	кВА	А	А	мм2	мм2	А	А	А
ГПП-ЦРП	973	1946	58,58	117,17	34,1	35	138	150	210
Вариант 1
ЦРП-КТП1	353	706	21,25	42,5	12,5	35	138	150	210
ЦРП-КТП2	360	720	21,64	43,28	12,7	35	138	150	210
ЦРП-КТП3	260	520	15,32	30,64	9	35	138	150	210
Вариант 2
КТП1-КТП3	620	1240	36,53	73,05	21,49	35	138	150	210
КТП3-КТП2	360	720	21,64	43,28	12,7	35	138	150	210

Выбранные сечения проверяются по термической стойкости к току трехфазного КЗ по выражению (78):

F ≥ Fk (78)

Fk-минимально рекомендуемое сечение, определяемое по формуле(79):

 (79)

где Тпр. - приведенное время КЗ, состоящее из времени срабатывания защиты и времени срабатывания выключателя. Для расчетов принимается Тпр.=0,6 секунд; СТ - тепловой импульс. Для кабелей с алюминиевыми жилами СТ=65.

Ток короткого замыкания на шинах 10 кВ ЦРП будет определяться по формуле (80):

 (80)

где Uн=10,5 кВ - номинальное напряжение сети; ZКЛ - полное сопротивление питающего кабеля, Ом. Полное сопротивление питающего кабеля определяется по формуле(81):

 (81)

где RКЛ=r0×L и XКЛ=x0×L - активное и реактивное сопротивление кабеля, Ом; L - длина питающего кабеля, км.

По формуле (79) минимальное сечение кабелей с алюминиевыми жилами при выдержке времени защиты 0,6 с., присоединенных к шинам 10кВ:

 50мм2>45,6мм2

Полное сопротивление питающего кабеля по формуле (81) будет составлять:

Ток короткого замыкания на шинах 10 кВ ЦРП по формуле (80):

По формуле (79) минимальное сечение кабелей с алюминиевыми жилами при выдержке времени защиты 0,6с., присоединенных к шинам 10кВ ЦРП:

Минимальное сечение распределительных кабелей 10 кВ, отходящих от ЦРП составляет 35 мм2.

Проверка выбранного сечения кабеля по допустимой потере напряжения.

Согласно п. 5.7. [2] в сетях напряжением 10 кВ допустимые потери напряжения должны быть не более 4%.

ΔU=4%Uном ,    (82)

Расчётные потери напряжения в распределительной сети 10 кВ аналогично расчётным потерям напряжения в распределительных сетях 0,4 кВ, находятся по формуле (83):

, (83)

Результат расчета потерь напряжения в линиях 10кВ показаны в таблице21.

Участок сети	Сечение, мм2	Удельное активное сопротивление линии, R0, Ом/км	Удельное индуктивное сопротивление линии, X0, Ом/км	Длина линии L, км	Потеря напряжения, ΔU,%	ΔU<4% Uном
ГПП-ЦРП	50	0,641	0,184	0,9	3,3	да
ВАРИАНТ 1
ЦРП-КТП1	35	0,927	0,191	0,086	0,55	да
ЦРП-КТП2	35	0,927	0,191	0,353	2,59	да
ЦРП-КТП3	35	0,927	0,191	0,096	0,52	да
ВАРИАНТ 2
КТП1-КТП3	35	0,927	0,191	0,246	1,23	да
КТП3-КТП2	35	0,927	0,191	0,214	1,57	да

5.3 Вывод

В данном разделе производился выбор сечения кабельных жил и их проверка по допустимой потере напряжения, выбор и согласование защитной аппаратуры, расчет токов короткого замыкания, определение потерь мощности и электроэнергии в распределительной сети 0,4кВ и 10 кВ.

6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ 10 КВ

6.1 Вычисление дисконтированных затрат

Наиболее экономичным решением электроснабжения является вариант, отвечающий техническим требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты. Если приведенные затраты отличаются на 3-5%, то предпочтение следует отдавать варианту с меньшими капиталовложениями, с лучшими качественными показателями.

Каноническая формула (84) дисконтированных затрат на сооружение и эксплуатацию какого-либо объекта в течение расчетного периода Тр (10 лет) имеет вид [7]:

 (84)

где Ксоор и Иt - капиталовложения на сооружение объекта и суммарные издержки его эксплуатации в год, тыс. руб.; Кликв.t - ликвидационная (остаточная) стоимость объекта на момент окончания расчетного периода, тыс. руб; Е - норматив дисконтирования (приведение разновременных затрат), Е=0,1.

Суммарные издержки на эксплуатацию определяются по формуле (85):

 (85)

где Иобсл. - издержки из отчислений на ремонт и обслуживание (без отчислений на реновацию), тыс. руб., определяются по формуле (86); Ипот. - издержки на возмещение потерь электроэнергии, тыс. руб., определяется по формуле (87).

 (86)

 (87)

где Ксоор. - суммарная дисконтированная стоимость сооружения объекта на момент начала его эксплуатации, т.е. за период строительства; арен. - коэффициент отчислений на реновацию; а - общие нормы отчислений от капиталовложений;  - потери электроэнергии, кВт*ч; С - стоимость 1 кВт*ч электроэнергии.

Ликвидационная стоимость определяется через коэффициент отчислений на реновацию и время эксплуатации объекта до окончания расчетного периода по формуле (88):

 (88)

Срок строительства сети составляет 2 года.

Суммарные дисконтированные затраты могут быть представлены в виде суммы четырех составляющих по формуле (89):

 (89)

где,

В правой части уравнения (89) первые три составляющие определяют стоимость сооружения объекта. Поэтому их целесообразно определить в общий параметр, присвоив ему условное название «капитальные затраты» по формуле (90):

 (90)

Дэкв - эквивалентный дисконтирующий множитель, определяется по формуле (91):

 (91)

Др.э. - расчетный дисконтирующий множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода, который определяется по формуле (92):

 (92)

Тогда окончательно получим формулу (93):

 (93)

Таким образом, при выборе наилучшего из вариантов следует использовать критерий минимума суммарных затрат, который записывается в виде и формируется следующим образом: оптимальному варианту электрической сети соответствует наименьшее значение суммарных затрат на ее сооружение и эксплуатацию в течение заданного расчетного периода.

Капиталовложения рассчитываются по укрупненным показателям стоимости.

В таблице 22 приведен расчет капитальных затрат по рассматриваемым вариантам распределительной сети 10 кВ. Равновеликие составляющие (стоимость КТП, питающего кабеля) не учитывается. Цены приняты по прайс-листам [16,17] по состоянию на 15 февраля 2013 г.

Таблица 22 - Определение капитальных затрат

№	Наименование оборудования	Стоимость единицы (цены 2013г.), тыс.руб.	Вариант
			1		2
			Кол-во единиц, (шт, км)	Общая сметная стоимость, тыс.руб.	Кол-во единиц, (шт, км)	Общая сметная стоимость, тыс.руб.
1	Кабель АПвПГ 3х35	369,5	0,54	214,11	0,46	182,39
2	Кабель АПвПГ 3х50	475,7	0,9	428,13	1,8	856,26
3	ЦРП- 10кВ	1293,04	1	1293,04	-
Итого:				1721,17			1038,65

При технико-экономическом сопоставлении вариантов электрических сетей ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов сети определяют, как долю от капиталовложений по формуле (94):

 (94)

где, акл, авв - общие нормы отчислений от капиталовложений соответственно для кабельных линий и выключателей, складывающихся из норм амортизационных отчислений аам и отчислений на текущий ремонт и обслуживание аобсл.

Часть амортизационных отчислений используется для замены оборудования по истечению срока службы на новое и называется отчислениями на реновацию арен. Вторая часть обеспечивает возможность выполнения периодических капитальных ремонтов ак.р.. Таким образом, общая норма отчислений имеет три составляющие по формуле (95):

 (95)

Ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание КЛ составляют для линий, выполненных алюминиевыми кабелями в траншее 6,3% от капитальных затрат. Ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание вакуумных выключателей составляют 2,4% от капитальных затрат (не нуждаются в капитальном ремонте, незначительные затраты на обслуживание).

Следовательно, для первого варианта:

для второго варианта:

Стоимость потерь электрической энергии Ипот.КЛ, тыс.руб. в КЛ определяется по формуле (96):

 (96)

где С = 1,4 руб/кВт*час - стоимость 1 кВт потерь электроэнергии; n - количество цепей в линии; Imax,i - максимальный ток одной цепи КЛ в нормальном режиме, А; r0i - удельное активное сопротивление провода; L - длина линии, км;  - время максимальных потерь.

Токи, проходящие в КЛ определены выше.

Время максимальных потерь определяется по формуле (97):

 (97)

где Тмакс - число часов использования максимальной нагрузки в линии.

Время максимальных потерь составит:

Результаты расчета стоимости потерь электроэнергии в КЛ 10 кВ приведены в таблице 23.

Таблица 23 -Результаты расчета стоимости потерь электроэнергии в КЛ 10 кВ

№ варианта	Линия	Iмакс, А	r0, Ом/км	L, км	Ипот.КЛ, тыс.руб.
1	ГПП-ЦРП	58,58	0,641	0,9	9,6
	ЦРП-КТП1	21,25	0,927	0,086	0,87
	ЦРП-КТП2	21,64	0,927	0,353	3,71
	ЦРП-КТП3	15,32	0,927	0,096	0,51
2	ГПП-КТП1; КТП2-ГПП	58,58	0,641	1,8	19,2
	КТП1-КТП3	36,53	0,927	0,096	2,88
	КТП3-КТП2	21,64	0,927	0,214	2,25

Суммарная стоимость потерь электрической энергии в кабельной линии составляет для:

-го варианта схемы:

-го варианта схемы:

Расчетный дисконтирующий множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода определяется по формуле (98):

 (98)

Эквивалентный дисконтирующий множитель равен:

Суммарные затраты на возмещение потерь электроэнергии за расчетный период (10 лет):

Вариант 1:

Вариант 2:

Определим суммарные дисконтированные затраты для обоих вариантов распределительной сети по формуле (99):

 (99)

Вариант 1:

Вариант 2:

Таким образом, наиболее экономичный второй вариант распределительной сети 10 кВ. Принимаем окончательно петлевую схему питания КТП .

6.2 Вывод

В данном разделе было произведено технико-экономическое сравнение двух вариантов распределительной сети 10 кВ: радиальной с ЦРП и петлевой. На основании расчетов окончательно принимают радиальную схему питания КТП, так как она экономичнее и полностью удовлетворяет требованиям качества и надежности.

7. ЗАЗЕМЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

 

7.1 Заземление комплектной трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

Расчёт заземляющего устройства трансформаторной подстанции.

Расчет покажем на примере ТП-1 распределительной сети 0,4 кВ, а для других ТП расчет будет полностью аналогичен, т.к. их номинальные мощности одинаковы.

Согласно п. 1.7.101 [1], сопротивление заземляющего устройства (в сетях до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью), к которому присоединены нейтрали трансформаторов, при линейном напряжении 400 В в любое время года не должно превышать 4 Ом. Поэтому за расчетное сопротивление заземляющего устройства принимаем Rз = 4 Ом.

Предполагается сооружение заземлителя с внешней стороны здания ТП с расположением вертикальных электродов по ее периметру.

В качестве вертикальных заземлителей принимаем стальные стержни диаметром 16 мм и длиной 2 м, которые погружаются в грунт методом ввертывания. Верхние концы электродов, погруженны на глубину 0,7 м, приварены к горизонтальному электроду из той же стали.

Предварительно, с учетом площади, занимаемой ТП, намечаем расположение заземлителей - по периметру с расстоянием между вертикальными электродами, равным 4 м.

Определяем расчетные удельные сопротивления грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей по выражениям (100) и (101):

     (100)

    (101)

где ρуд - удельное сопротивление грунта, которое для микрорайона по таблице 14.1 [4], принимается равным ρуд = 100 Ом·м, (тип почвы - суглинок); Kп.г и Kп.в - повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных электродов, определяемые по таблице 14.2 [4].

Для грунта средней влажности эти коэффициенты равны: Kп.г = 2; Kп.в = 1,5.

rр.г = 100∙2 = 200 Ом∙м;

rр.в = 100∙1,5 = 150 Ом∙м.

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяем по формуле (102):

,        (102)

где l - длина электрода, l = 2 м; d - внешний диаметр электрода, d = 0,016 м; t - расстояние от поверхности земли до середины электрода, t = 0,5∙2 + 0,7 = 1,7м.

Определим примерное число вертикальных заземлителей по формуле (103):

       (103)

где Kи.в. - коэффициент использования вертикальных заземлителей, размещенных по контуру, без учета влияния горизонтальных электродов связи, принимаемый по таблице 14.4 [4].

Коэффициент Kи.в. определяется по примерно выбранному количеству вертикальных электродов (примем его равным 20) и отношению расстояний между вертикальными электродами к их длине: 4/2 = 2, поэтому Kи.в.= 0,66.

Определяем расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов (шина полосовая 40´8 мм) по формуле (104):

    (104)

где Kи.г. - коэффициент использования горизонтальных соединительных электродов в контуре из вертикальных электродов, определяемый по таблице 14.5 [4], Kи.г.= 0,32; l - общая длина горизонтальных электродов, для принятого типа ТП l = 108 м; t - расстояние до поверхности земли, t = 2,7 м; b - ширина полосы, b = 0,08 м.

Уточненное сопротивление вертикальных электродов определяется по формуле (105):

 (105)

Определим уточненное число вертикальных электродов при коэффициенте использования вертикального электрода, соответствующего N = 27, определяемом по таблице 14.4 [4] и равном Kи.в.у. = 0,61, по формуле (106):

.  (106)

Таким образом, окончательно принимаем 20 вертикальных электродов, расположенных вокруг ТП. Тогда сопротивление вертикальных заземлителей по формуле (105) будет равно:

Общее сопротивление заземлителя с таким количеством электродов определяется по формуле (107):

         (107)

,8 Ом < 4 Ом

Полученное сопротивление меньше 4 Ом, т.е. рассчитанный заземлитель удовлетворяет всем необходимым требованиям.

Схема выполнения заземляющего контура показана на рисунке 18.

Рисунок 18 - Схема заземляющего контура КТП

7.2 Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ

Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ, регламентируются гл. 3 МПОТ РМ-016-2001 [3]. Приведем основные положения данной главы.

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

- произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

-        на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

         проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

         установлено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

         вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты (п. 3.1.1).

При подготовке рабочего места должны быть отключены:

токоведущие части, на которых будут производиться работы;

неограждённые токоведущие части, к которым возможно случайное приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин.

После отключения выключателей, разъединителей (отделителей) и выключателей нагрузки с ручным управлением необходимо визуально убедиться в их отключении и отсутствии шунтирующих перемычек (п. 3.1.3).

На приводах (рукоятках приводов) коммутационных аппаратов с ручным управлением (выключателей, отделителей, разъединителей, рубильников, автоматов) во избежание подачи напряжения на рабочее место должны быть вывешены плакаты «Не включать! Работают люди».

У однополюсных разъединителей плакаты вывешиваются на приводе каждого полюса, у разъединителей, управляемых оперативной штангой, - на ограждениях. На задвижках, закрывающих доступ воздуха в пневматические приводы разъединителей, вывешивается плакат «Не открывать! Работают люди».

На присоединениях напряжением до 1000 В, не имеющих коммутационных аппаратов, плакат «Не включать! Работают люди» должен быть вывешен у снятых предохранителей, в КРУ - в соответствии с п. 4.6.2 настоящих Правил.

Плакаты должны быть вывешены на ключах и кнопках дистанционного и местного управления, а также на автоматах или у места снятых предохранителей цепей управления и силовых цепей питания приводов коммутационных аппаратов (п. 3.2.1).

На приводах разъединителей, которыми отключена для работ ВЛ или КЛ, независимо от числа работающих бригад, вывешивается один плакат «Не включать! Работа на линии». Этот плакат вывешивается и снимается по указанию оперативного персонала, ведущего учет числа работающих на линии бригад (п. 3.2.2).

Устанавливать заземления на токоведущие части необходимо непосредственно после проверки отсутствия напряжения (п. 3.4.1).

Переносное заземление сначала нужно присоединить к заземляющему устройству, а затем, после проверки отсутствия напряжения, установить на токоведущие части.

Снимать переносное заземление необходимо в обратной последовательности: сначала снять его с токоведущих частей, а затем отсоединить от заземляющего устройства (п. 3.4.2).

Установка и снятие переносных заземлений должны выполняться в диэлектрических перчатках с применением в электроустановках напряжением выше 1000 В изолирующей штанги. Закреплять зажимы переносных заземлений следует этой же штангой или непосредственно руками в диэлектрических перчатках (п. 3.4.3).

7.3 Требования к электротехническому персоналу

Требования к электротехническому персоналу регламентируются гл. 1.2 МПОТ РМ-016-2001 [3]. Приведем основные положения данной главы.

Работники, принимаемые для выполнения работ в электроустановках, должны иметь профессиональную подготовку, соответствующую характеру работы.

При отсутствии профессиональной подготовки такие работники должны быть обучены (до допуска к самостоятельной работе) в специализированных центрах подготовки персонала (учебных комбинатах, учебно-тренировочных центрах и т.п.) (п. 1.2.1).

Профессиональная подготовка персонала, повышение его квалификации, проверка знаний и инструктажи проводятся в соответствии с требованиями государственных и отраслевых нормативных правовых актов по организации охраны труда и безопасной работе персонала (п. 1.2.2).

Проверка состояния здоровья работника проводится до приема его на работу, а также периодически, в порядке, предусмотренном Минздравом России. Совмещаемые профессии должны указываться администрацией организации в направлении на медицинский осмотр (п. 1.2.3).

Электротехнический (электротехнологический) персонал должен пройти проверку знаний настоящих Правил и других нормативно-технических документов (правил и инструкций по технической эксплуатации, пожарной безопасности, пользованию защитными средствами, устройства электроустановок) в пределах требований, предъявляемых к соответствующей должности или профессии, и иметь соответствующую группу по электробезопасности (п. 1.2.5).

Работник, проходящий стажировку, дублирование, должен быть закреплен распоряжением за опытным работником. Допуск к самостоятельной работе должен быть также оформлен соответствующим распоряжением руководителя организации.

Электротехнический персонал - административно-технический, оперативный, оперативно-ремонтный, ремонтный персонал, организующий и осуществляющий монтаж, наладку, техническое обслуживание, ремонт, управление режимом работы электроустановок [1].

7.4 Вывод

В данном разделе произведен расчет заземления КТП 10/0,4 кВ, приведена схема выполнения заземляющего контура. Приводятся основные положения из МПОТ РМ-016-2001 о технических мероприятиях обеспечивающих безопасность работ и требования к электротехническому персоналу.

8. РАЗРАБОТКА ВОПРОСА ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СУШКИ ДРЕВЕСИНЫ НА ПРЕДПРИЯТИИ

8.1 Виды комбинированных способов сушки древесины

Диэлектрическая сушка - это сушка древесины в электромагнитном поле токов высокой частоты, в котором нагрев древесины происходит за счет диэлектрических потерь. Благодаря равномерному нагреву древесины по всему ее объему, возникновению положительного градиента температур и избыточного давления внутри ее продолжительность диэлектрической сушки в десятки раз меньше конвективной. Из-за сложности оборудования, большого расхода электроэнергии и недостаточно высокого качества сушки собственно диэлектрическая сушка не находит широкого применения.

Более эффективно применение комбинированных технологий сушки древесины, например конвективно-диэлектрической и вакуумно-диэлектрической. Для массовой сушки применение этих способов неэкономично, но в отдельных случаях, особенно при сушке дорогих, ответственных пиломатериалов и заготовок из трудносохнущих пород древесины эти способы могут найти применение.

Конвективно-диэлектрическая сушка.

При комбинированной конвективно-диэлектрической технологии сушки древесины к штабелю, загруженному в камеру, оборудованную тепловым и вентиляторным устройствами, подводят также и высокочастотную энергию от специального генератора ТВЧ через электроды, расположенные около штабеля. Расход теплоты на сушку в сушильной камере при этом в основном компенсируется тепловой энергией пара, подаваемого в калориферы, а высокочастотная энергия подается для создания положительного перепада температур по сечению материала. Этот перепад в зависимости от характеристики материала и жесткости заданного режима составляет 2-5°С. Качество конвективно-диэлектрической сушки пиломатериалов высокое, так как сушка ведется с небольшим перепадом влажности по толщине материала.

Вакуумно-диэлектрическая сушка.

Это еще один способ сушки древесины с применением энергии ТВЧ. При этой технологии используют преимущества и вакуумной и диэлектрической сушки. За счет нагрева древесины в поле ТВЧ при пониженном давлении кипение воды в древесине достигается при небольших температурах древесины, что способствует сохранению ее качества. Перемещение влаги в древесине при вакуум - диэлектрической сушке древесины обеспечивается всеми основными движущими силами влагопереноса: градиентом влагосодержания, температурой, избыточным давлением, что сокращает продолжительность сушки.

При вакуум-диэлектрической сушке штабель пиломатериалов помещают в автоклав или герметичную камеру, где вакуум-насосом создается пониженное давление среды (1-20 кПа). Чем ниже давление среды, тем ниже и температура испарения влаги и древесины при сушке. Расход теплоты на сушку обеспечивается подводом высокочастотной энергии к древесине. При использовании этой технологии сушки древесины также возникают эксплуатационные трудности - сложность оборудования, особенно наладка и эксплуатация высокочастотных генераторов, большой расход электроэнергии на сушку. Поэтому при решении вопросов о применении вакуум - диэлектрнческих камер необходимо сначала по условиям конкретного предприятия разработать технико-экономическое обоснование.

Индукционная, или электромагнитная сушка древесины.

Метод основан на передаче теплоты материалу от ферромагнитных элементов (сеток из стали), уложенных в штабеля между рядами досок. Штабель вместе с этими элементами находится в переменном электромагнитном поле промышленной частоты (50 Гц), образованном соленоидом, смонтированным внутри сушильной камеры. Стальные элементы (сетки) нагреваются в электромагнитном поле, передавая теплоту древесине и воздуху. При этом происходит комбинированная передача теплоты материалу: кондуктивным путем от контакта нагретых сеток с древесиной и конвекцией от циркулирующего воздуха, нагреваемого также сетками.

8.2 Понятие и особенности диэлектрической сушки

Основа любого деревообрабатывающего производства - высококачественный пиломатериал.

Одной из самых сложных, длительных и дорогостоящих процедур в подготовке материала является сушка сырого леса. Традиционные технологии сушки древесины предусматривают нагрев ее горячим воздухом, топочными газами или перегретым паром. При этом тепло, необходимое для испарения влаги из древесины подводится от горячих газов к поверхности пиломатериала. После испарения влаги с поверхности тепло к внутренним влажным слоям подводится через слой высушенного материала, теплопроводность которого очень низкая. Температура сушильного агента может достигать 250 градусов, поэтому наружные слои сильно перегреваются. Это приводит к стягиванию капилляров древесины. В зоне соприкосновения сухих и еще влажных слоев возникают напряжения которые приводят к растрескиванию материала или его геометрической деформации. Встречные потоки тепла и влаги в слое древесины не позволяют достичь высоких скоростей сушки. В результате процесс сушки растягивается на 2-3 недели. Кроме того отходящие газы имеют высокую температуру, поэтому тепловой к. п. д. таких сушилок очень низкий и затраты тепла составляют до 10000 кДж/кг влаги (до 2500 ккал/кг).

Добиться высокого качества высушенного пиломатериала и в десятки раз увеличить скорость сушки возможно, если пиломатериал прогревается равномерно по всему своему объему. Обеспечить такой нагрев возможно только при использовании СВЧ-излучения. Глубина проникновения СВЧ-энергии в древесину на отведенных для промышленного использования частотах составляет 15-30 см. Коэффициент поглощения СВЧ-энергии влагой очень высокий, что обеспечивает возможность получения больших плотностей энергии в зонах влажного материала и соответственно высоких скоростей сушки. Низкий коэффициент поглощения сухой древесиной исключает перегрев высушенного материала, и, соответственно, растрескивание и коробление его.

Достижения электронной промышленности в последние годы обеспечили создание генераторов СВЧ-излучения (магнетронов) с единичной мощностью десятки киловатт, к.п.д. до 70-75% и сроком службы 5 и более тысяч часов. Использование для сушки только электроэнергии, отсутствие промстоков и вредных газовых выхлопов делают процесс сушки экологически чистым. Безинерционность нагрева, отсутствие промежуточного теплоносителя и необходимости строительства котельных, а также, возможность полной автоматизации процесса сушки делают СВЧ-сушилки особенно привлекательными для мелкого и среднего производства.

8.3 Устройство установки для диэлектрической сушки

Установка для диэлектрической сушки (рис. 19) состоит из трансформатора 1, выпрямителя 2, высокочастотного генератора 3 и колебательного контура 4 с рабочим конденсатором 5, между обкладками которого помещена высушиваемая древесина.

Рисунок 19 - Структурная схема диэлектрической сушки

Затраты энергии в период сушки имеются в поверхностной зоне сортимента. Температура на поверхности за счет испарения влаги и тепловых потерь оказывается ниже температуры внутренних зон, а влажность поверхности ниже (за счет испарения), чем внутри материала. Таким образом, имеют место положительные перепады температуры и влажности. Одинаковое направление движения влаги под действием перепадов влажности и температуры изнутри на поверхность существенно ускоряет сушку.

Если температура древесины будет превышать температуру точки кипения воды, то изнутри возникает избыточное давление (вследствие кипения влаги) и интенсивность сушки возрастет в еще большей степени. Массу воды, выделившуюся при диэлектрической сушке, найдем по формуле (108)[9]:

                                (108)

МH20 - масса выделившейся воды за сутки;

 - плотность древесины при влажности 80%;

V - объем высушиваемой древесины;

 - коэффициет учитывающий конечную влажность продукта [9].

8.4 Оборудование для диэлектрических сушильных камер №1, 2, 3

Предприятию «Маэстро» (в среднем) в сутки необходимо 20 м3 сухой доски. Определим, какое количество установок WDT-MC-10/100 необходимо, по формуле (109) [23]:

                                             (109)

Q - производительность диэлектрической камеры, [18] кВт/м3*ч,

Pном - электроэнергия, кВт,

V - объем, м3,

 - количество диэлектрических сушильных камер,

 - коэффициент учитывающий тип древесины [23].

 - коэффициент учитывающий тип и срок эксплуатации магнетронов

Каждая из трех сушильных камер оборудована уникальной системой сушки, охлаждения и управления разработанной фирмой WOODTEK (Италия). Установка для диэлектрической сушки представлена на рисунке 20: модель WDT-MC-10/100 [18].

Рисунок 20 - Конструкция WDT-MC-10/100

 

Данное устройство оборудовано циркулятором, используются мощные промышленные магнетроны с частотой 915 МГц. В качестве вспомогательного оборудования используются вентиляторы (каждый по 1,5кВ), система охлаждения блока магнетронов (1,2кВ) и компрессоры (1,5кВт). Для автоматического управления процессом сушки используется блок управления производства компании HOLZMEISTER (Италия). Измерение температуры и влажности воздуха производится в двух точках, измерение влажности древесины - в шести (возможно изменение количества точек замера). На задней панели предусмотрен порт для подключения принтера без использования компьютера, либо мобильного телефона. Блоки управления могут быть объединены в единую сеть, что позволит оператору управлять блоком сушильных камер в количестве до 32 штук с одного персонального компьютера.

Технические характеристики установки приведены в таблице 24.

Таблица 24 - Технические характеристики WDT-MC-10/100

Тип камеры	проходной
Производительность 7 - 8
Исходная влажность, %	80
Конечная влажность, %	10
Максимальная потребляемая мощность, 100
Напряжение питания, вольт	220 / 380
Габариты, мм	1400х800х1150
Масса, кг	720

8.5 Этапы диэлектрической сушки

Первый этап - разогрев с отпариванием. При СВЧ-сушке связан с нагревом заложенного объёма пиломатериалов и находящегося в них объёма воды до температуры 55-60°С, при которой начинается сушка. Одновременно с этим при отключенной вентиляции вытяжки идёт увеличение влажности воздуха в сушильной камере до 100% и более. Это обеспечивает отпаривание древесины. Последнее необходимо для снятия имевшихся в древесине напряжений и улучшения влагопроводности поверхностных слоёв пиломатериалов. Для рекомендуемых объёмов закладки и располагаемой энергетики СВЧ-печи длительность первого этапа составляет 6-8 ч. Характерными признаками конца первого этапа являются накопление в сушильной камере воды в виде капель на стенках и даже небольших луж.

Второй этап - собственно сушка с выпариванием основной влаги; является логическим продолжением первого этапа. Сущность этого этапа - удаление интенсивно выделяющейся влаги из пиломатериалов при их дальнейшем нагреве. Величина подъёма температуры при этом может составлять всего 5-10°С, т. е. 60-70°С в конечном итоге. Для удаления большого количества выделившейся влаги из камеры вентилятор работает в усиленном режиме.

Далее, с выпариванием основного объёма влаги из слоистых структур древесины начинаются процессы выпаривания влаги из клеточных структур (обычно это наступает при влажности древесины 24-30%). Интенсивность выхода влаги при этом существенно замедляется. Подаваемая к пиломатериалам энергия начинает всё больше тратиться на их нагрев, что приводит к возрастанию температуры до значения, заданного оператором. Усиленный режим работы вентилятора в этих условиях может привести к снижению влажности до низких уровней порядка 25-30%, что затрудняет выход влаги с поверхности. Таким образом, нарастание температуры пиломатериалов до заданной величины может служить критерием для перехода к третьему этапу (для задания нового значения температуры и режима работы вентилятора вытяжки).

Третий этап - досушка пиломатериалов до нижнего (заданного) порога влажности. Он характеризуется сушкой в жёстких режимах, прежде всего температурных. Целью введения таких режимов является эффективное и быстрое удаление клеточной влаги. Для поддержания хорошей влагопроводности поверхностных слоёв древесины уровень влажности в сушильной камере должен быть вновь высокий, порядка 70%. С этой целью вентилятор вытяжки переводится в нормальный режим работы, а температура сушки поднимается на 5-10°С.

Необходимо осознавать, что длительная сушка пиломатериалов в жёстких режимах, особенно трудносохнущих пород (дуб, ясень), может привести к потемнению древесины и к внутренним трещинам в ней. Критерием окончания третьего этапа является достижение требуемого уровня влажности.

Четвёртый этап - охлаждение пиломатериалов до температуры внешней среды. Это производится вне СВЧ-сушки. Охлаждение проводится естественным путем без выгрузки пиломатериалов из камеры. СВЧ-печь отключается, створки дверей приоткрываются, пиломатериалы остывают за счет конвекции. Разность температур пиломатериалов и внешней среды при выгрузке не должна быть более 20°С. Обычно длительность остывания пиломатериалов составляет 5-6 ч.

Следует отметить, что выделение описанных выше этапов условно и их длительность и соотношение определяются многими факторами: видом и сортиментом древесины, начальной влажностью, начальной температурой пиломатериалов, объёмом закладки. Очевидно, что при начальной влажности этапа 30-40% сушка по условиям второго этапа может и не проводиться, а длительность первого этапа будет меньше. Все эти особенности необходимо учитывать и сверять с реальными параметрами процесса сушки по указанным критериям.

8.6 Особенности диэлектрической сушки разных пород деревьев

Сушка сосновых пиломатериалов [23]. Сосна в силу своего строения (слоистая структура с длинными продольными волокнами и капиллярами) и химического состава (наличие в древесине скипидара) имеет хорошую влаго- и газопроводность. По этим причинам сосна может выдерживать высокие температуры до 100-120°С без внешних и внутренних физических повреждений. Согласно экспериментальным данным, значение температуры сушки сосновых пиломатериалов всех сортиментов составляет 100°С. Из-за малой плотности древесины и большой её влагоотдачи, длительности первого и второго этапов в сушке увеличиваются. Длительность первого этапа составляет 7-8 ч, второго - до 80% всего времени сушки. Переход от второго этапа к третьему (переключение режима вентиляции вытяжки) производится при достижении температуры пиломатериалов 90°С.

Сушка буковых материалов. Бук относится к трудносохнущим видам пород древесины. При естественной сушке на воздухе бук быстро, в течение 1-2 суток, портится (синеет, поражается грибком), а также приобретает сильные напряжения (пиломатериалы закручивает в разных направлениях, появляются многочисленные трещины, наибольшие - по сердцевинной трубке). Исходя из вышеизложенного, качество СВЧ-сушки буковых пиломатериалов в сильной степени зависит от их начального качества и состояния.

Для исключения указанных недостатков распиловку бука необходимо проводить непосредственно перед сушкой, а сам бук держать в водяных ваннах.

Несмотря на высокую плотность древесины по сравнению с другими породами, бук хорошо сохнет в СВЧ-печи из-за наличия длинных продольных волокон и капилляров. Буковые пиломатериалы при СВЧ-сушке сушатся в мягких режимах с температурой не более 90°С. Посиневшие участки древесины на начальном этапе заражения грибком при СВЧ-сушке восстанавливают свой первоначальный цвет. При этом грибковые колонии погибают, а древесина стерилизуется. Переход от второго этапа сушки к третьему производится при достижении пиломатериалами температуры 80°С.

Сушка ясеневых и дубовых пиломатериалов. Дуб, ясень в силу своего строения (наличия множественных коротких переплетённых волокон по типу войлока) являются наиболее трудносохнущими породами древесины и обладают низкой влаго- и газопроводностью. При СВЧ-сушке требуют применения мягких режимов: 70-75°С при сушке пиломатериалов с влажностью 80-30% и 80-85°С при сушке пиломатериалов с влажностью 30% и менее. В силу малой влагоотдачи и высокой плотности древесины динамика нагрева данных пиломатериалов в СВЧ-печах быстрее, чем у других пород. Влажность воздуха в сушильной камере необходимо держать на уровне 60-80%. На третьем этапе досушка пиломатериалов с 30 до 8-6% конечной влажности, особенно для сортиментов 40-60 мм, проходит очень медленно. Причиной этому является обсыхание поверхностного слоя пиломатериалов на глубину 10-15 мм (длину волокон) и блокирование влаги внутри. Для ускорения сушки в этих случаях применяют принудительное отпаривание (влагообработку) и подъём температуры сушки до 85-90°С при влажности от 16% и ниже. Принудительное отпаривание проводят путём увлажнения (орошения) поверхности разогретых пиломатериалов водой из разбрызгивателя из расчёта 7-10 л воды на 1 м3 пиломатериалов и зачехлением штабеля полиэтиленовой пленкой; сушка в таком состоянии длится 30-40 мин. Затем полиэтиленовый чехол удаляется, и сушка продолжается в обычном порядке.

Сушка пиломатериалов из ольхи. По своему строению и физическим свойствам ольха близка к сосне. Технологии сушки данных пород подобны. Различие состоит в использовании более мягкого температурного режима: температура сушки составляет 90°С.

 

8.7 Сравнительный анализ

 

Преимущества. Качество сушки близко к естественному, высокая скорость сушки, энергозатраты средние: 550 кВт/ч на 1 м3 сосны, 2000 кВт/ч на 1 м3 дуба. Не требует коммуникаций, мобильна, имеет малые размеры. Универсальна, способна высушивать любые диэлектрические материалы: лекарственные травы, ягоды, фрукты, овощи, керамику, удобрения и т.д.

Недостатки. Высокая стоимость магнетронных генераторов и малый ресурс их работы (около 600 ч). Большие энергетические затраты. Трудность контроля процесса (над температурой среды и древесины, в силу специфики микроволновой энергии). Частота случаев возгорания материала изнутри. Малый объём одновременно высушиваемых пиломатериалов: объём загрузки - до 8 м3 для хвойных пород и до 4,5 м3 для твёрдолиственных. Комбинированный способ ещё мало изучен, и режимы сушки не отработаны.

8.8 Вывод

К.п.д. генераторов до 70-75%, срок службы 5 и более тысяч часов, использование для сушки только электроэнергии, отсутствие промстоков и вредных газовых выхлопов, безинерционность нагрева, отсутствие промежуточного теплоносителя и необходимости строительства котельных, а также, возможность полной автоматизации процесса делают диэлектрическую сушку особенно привлекательной для мелкого и среднего производства.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте спроектирована система электроснабжения деревообрабатывающего предприятия «Маэстро». На территории предприятия расположено 11 зданий. В ходе расчета столярного цеха №1 были определены нагрузки отдельных зданий и проведен расчет нагрузки предприятия в целом.

Для электроснабжения предприятия, с учетом дальнейшего его развития, было выбрано три двухтрансформаторные КТП, с трансформаторами мощностью 630 кВА каждый.

Для распределительной сети 0,4 кВ питающей здания от КТП был выбран кабель АПвБбШп разного сечения, а для сети 10 кВ был выбран кабель АПвПГ 3х35, прокладываемые в земле.

Выбор схемы распределительной сети 10 кВ произведен на основании технико-экономического сравнения двух вариантов: радиальная с установкой ЦРП 10кВ (1вариант), и петлевой (2 вариант), который показал, что второй вариант существенно экономичнее и обеспечивает требуемую надежность электроснабжения потребителей.

Была выбрана аппаратура для защиты потребителей предприятия, в которую включены автоматические выключатели серии ВА-51. Выполнена, согласно ПУЭ, проверка согласования сечения проводника с защитным аппаратом.

Рассчитаны потери мощности и энергии в трансформаторах и распределительных линиях.

Произведен расчет заземления КТП 10/0,4 кВ. Приводятся основные положения из МПОТ РМ-016-2001 о технических мероприятиях обеспечивающих безопасность работ и требования к электротехническому персоналу.

В качестве спец. вопроса в дипломном проекте разработан вопрос диэлектрической сушки древесины на предприятии.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.              Правила устройства электроустановок (ПУЭ) / Министерство топлива и энергетики РФ - 6-е и 7-е изд., перераб. и доп. - М.:Эксмо, 2010.

3.        Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ-016-2001 РД 153-34.0-03.150-00: утв. Постановлением Минтруда РФ от 5 янв. 2001 г. № 3 и приказом Минэнерго РФ от 27 декабря 2000 г. № 163.

4.      Коломиец, Н.В. Электрическая часть электростанций и подстанций: учеб. пособие для вузов /Коломиец Н.В., Пономарчук Н.Р., Шестакова В.В. - СПб: Энергоатомиздат, 2008. - 608 с.

.        Кудрин, Б. И. Электрооборудование промышленности: учеб. для вузов / Б. И. Кудрин, А. Р. Минеев. - М.: Академия, 2008. - 432 с.

.        Строев, В.А. Основы современной энергетики: учеб. для вузов. В 2-х томах. Т.2: Современная электроэнергетика / В.А. Строев, А.П. Бурман. - М.: Издательский дом МЭИ, 2010. - 389 с.

.        Юлкова, Г.М. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: учеб. пособие для вузов / Г.М. Юлкова, Т.Ю. Волкова. - Уфа: Уфимск. авиац. техн. ун-т, 2009. - 85 с.

.        Шевченко, Н.Ю. Проектирование систем электроснабжения цеха: учеб. пособие / Н. Ю. Шевченко, А. Г. Сошинов. - Волгоград: ВолгГТУ, 2009. - 80 с.

.        Богданов, Е.С. Справочник по сушке древесины / Е.С. Богданов, В.А. Козлов, В.Б. Кунтыш. - М.: Лесная промышленность, 2011. - 304 с.

.        Гамазина С.И. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию промышленных предприятий и общественных зданий / С.И. Гамазина, Б.И. Кудрина, С.А. Цырука. - М.: Издательский дом МЭИ, 2010. - 745 с.

.        Кнорринг, Г.М. Справочная книга для проектирования электрического освещения / Г.М. Кнорринг. - СПб: Энергоатомиздат, 2008. - 384 с.

.        Сибикин, Ю.Д., Справочник электромонтёра по ремонту электрооборудования промышленных предприятий / Ю.Д. Сибикин.- М.: РадиоСофт, 2010. - 108 с.

.        Федоров, А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т. / А.А. Федоров. - СПб: Энергоатомиздат, 2009. - 568 с.

.        Федоров, А.А. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети / А.А. Федоров, Г.В. Сербиновский. - М.: Энергия, 2008. - 576 с.

.        Гареев, Ф.Х. Сушка древесины электромагнитными волнами [Электронный ресурс] / Ф.Х. Гареев. - Режим доступа: www.URL: http://www.svch-tehnologii.ru/pdf/lesprom09-04.pdf. - 2004.

.        ЗАО «Завод Москабель» [Электронный ресурс]: официальный сайт. - Режим доступа: www.URL: http://www.mkm.ru

.        ООО «Инфотон» [Электронный ресурс]: официальный сайт. - Режим доступа: www.URL: http://www.infoton.ru

.        ООО «Техновуд» [Электронный ресурс]: официальный сайт. - Режим доступа: www.URL: http://www.technowood.ru/cgi-bin/articles/view.cgi?id=106

.        ООО «Технологии света» [Электронный ресурс]: официальный сайт. - Режим доступа: www.URL: http://tl-led.ru/prom_led_light/121-tl-prom-200-w.html

.        Реестр российских патентов [Электронный ресурс]: официальный сайт. - Режим доступа: www.URL: http://bd.patent.su/2304000-2304999/pat/servl/servletc4db.html

.        Станкоторговое объединение «КАМИ» [Электронный ресурс]: официальный сайт. - Режим доступа: www.URL: http://www.stanki.ru/unit_list/72/mnogopilnye-dvukhvalnye-stanki

22.    FindPatent.RU - Реестр патентов [Электронный ресурс]: официальный сайт. - Режим доступа: www.URL: http://www.findpatent.ru/patent/221/2211416.html

23.    NOVOSIBDOM.RU - Справочник по лесоматериалам и деревянному строительству [Электронный ресурс]: официальный сайт. - Режим доступа: www.URL: http://les.novosibdom.ru/node/5

.        Wood-working plant «GROUND» [Электронный ресурс]: официальный сайт. - Режим доступа: www.URL: http://get-ground.com/articles/1.php