Аннотация

В данном дипломном проекте рассматривается задача проектирования системы электроснабжения автомобильного завода. Завод является предприятием автомобилестроения. При проектировании решаются задачи, которые заключаются в определении расчётных электрических нагрузок, в правильном выборе напряжения распределения по заводу, выборе числа и мощности трансформаторов, конструкции промышленных сетей. Для выбора элементов системы производится расчёт токов короткого замыкания, рассматриваются вопросы , касающиеся релейной защиты и автоматики трансформаторов ГПП, а также заземляющего устройства пункта приёма электроэнергии.

Введение

Темой данного проекта является проектирование системы электроснабжения автомобильного завода. Ускорение научно-технического процесса диктует необходимость совершенствования промышленной электроники, создание современных надёжных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электрооборудованием и технологическим процессом. По этому при проектировании уделено большое внимание вопросам надёжности, обеспечение качества электроэнергии и электромагнитной совместимости, быстродействия и селективности релейной защиты и оперативной автоматики. Произведён выбор, компоновка и размещение подстанций, в соответствии с ПУЭ.

Основные задачи, решаемые при проектировании системы электроснабжения, заключается в оптимизации параметров этих систем путём правильного выбора напряжений, определении электрических нагрузок, высоких требований к бесперебойности электроснабжения, рационального выбора числа и мощности трансформаторов, конструкций промышленных сетей, средств регулирования напряжения, средств симметрирования нагрузки, подавление высших гармонических составляющих в сетях путём правильного построения схемы электроснабжения, соответствующей оптимальному уровню надёжности. В проекте произведён расчёт токов короткого замыкания и выбор комплектующей аппаратуры, вопросы по релейной защите, а также заземление ГПП освещены в соответствующих разделах.

Описание технологического процесса

Эффективность работы автомобильного транспорта в значительной степени зависит от технической готовности подвижного состава, которая обеспечивается своевременным и качественным выполнением технических обслуживаний и ремонтов.

Из всех видов транспорта автомобильный является самым трудоёмким и фондоёмким, то есть необходимо дальнейшее развитие производственно- технической базы автотранспорта предусматривающее строительство новых, расширение, перевооружение и реконструкцию действующих автотранспортных предприятий.

Для успешного решения таких многосторонних задач инженерно- технические работники автомобильного транспорта должны в совершенстве знать теорию, методику и практику проектирования, и технологический процесс производства автомобильного транспорта.

Технологический процесс

В литейном цехе серого чугуна производится отливка деталей и листовой стали для дверей, крыш, крыльев и т. д. Эти заготовки поступают в прессово-кузовной и моторный цеха. В прессово – кузовном цехе производится штамповка кузовных деталей. В цехе топливной аппаратуры производится сборка и регулировка топливной системы. Гидросистемы тормозов поступают на завод с другого предприятия – изготовителя и хранятся на складе. В литейном цехе ковкого чугуна и цветных металлов отливаются блоки и головки цилиндров. В моторном цехе производится сборка силовых агрегатов, которые поставляются на склад. В сборочном цехе происходит установка передних и задних крыльев и буферов, антикоррозийная обработка кузова, сухая шлифовка, нанесение мастик, изолирование кузова, вторичная окраска кузова грунтом, покрытие эмалью, мокрое шлифование и окончательная окраска кузова металлизированными эмалями и сушка.

Окончательно изготовленный кузов проходит контроль по качеству окраски, затем он транспортируется на сборку.

Общая сборка автомобилей осуществляется на главных конвейерах, поэтому технологический процесс сборки максимально дифференцирован, механизирован и автоматизирован.

Сборку осуществляют на главном конвейере по следующей технологии:

1 Монтаж гидросистемы тормозов и коллектора на кузове, закрепление топливо провода по днищу кузова.

2 Установка задних амортизаторов.

3 Установка и закрепление маятникого рычага на правом лонжероне.

4 Монтаж механизма управления коробки передач.

5 Установка на днище кузова регулятора давления задних тормозов.

6 Сборка кузова и шасси автомобиля. Выполнение данной операции выполняют с помощью спаренных конвейеров сборки: кузов транспортируется главным подвесным конвейером сборки: кузов транспортируется верхним подвесным главным конвейером сборки, а нижним расположенным под ним и параллельным ему, транспортируется шасси автомобиля. Согласованное перемещение кузова и шасси обеспечивает в определённый момент подъём шасси гидроподъёмником напольного конвейера до совмещения с кузовом.

Так происходит предварительная установка шасси на кузов. Сборка кузова и шасси начинается с регулирования положения кузова на шасси, а дальнейшее соединение и крепление шасси с кузовом выполняется на операциях общей сборки автомобиля.

На втором напольном конвейере производится сборка шасси. Он расположен параллельно напольному конвейеру подачи готового шасси на главный сборочный конвейер автомобиля. К напольному конвейеру сборки шасси по подвижным конвейерам подаются следующие сборочные единицы: моторный агрегат, задний мост, собранный карданный вал, глушитель выпуска дополнительной первой ступени, штанга стабилизатора поперечной устойчивости. Здесь выполняются операции общей сборки шасси автомобиля, монтаж глушителя выпуска дополнительной первой ступени, монтаж штанги стабилизатора поперечной устойчивости со стойками, сборка карданного вала с задним мостом.

10 Установка и закрепление поперечины передней подвески.

11 Монтаж задней опоры двигателя .

12 Прикрепление верхних опор рессор к кузову.

13 Установка гибких рукавов гидротормозов.

14 Крепление верхнего рычага передней подвески.

15 Монтаж пальца шарового шарнира с кронштейном передней подвески.

16 Монтаж рулевой трапеции.

17 Монтаж трубок гидросистемы.

18 Прикрепление задних амортизаторов к заднему мосту.

19 Монтаж основного глушителя в сборе с выпускной трубой.

20 Установка угла поворота передних колёс.

21 Установка гибкого вала спидометра и гибкого троса стояночного тормоза.

22 Прокачка тормозов.

23 Монтаж топливного бака и датчика уровня бензина в баке.

24 Установка и закрепление водяного радиатора.

25 Монтаж пола и обивка багажника.

26 Установка и закрепление аккумуляторной батареи.

27 Монтаж и регулировка тяг карбюратора.

28 Установка, присоединение и закрепление выключателя зажигания.

29 Установка и закрепление колонки рулевого управления.

30 Монтаж расширительного бака к водяному радиатору.

31 Установка козырька фонаря на заднем буфере.

32 Монтаж колёс на тормозных барабанах.

33 Установка воздушного фильтра и рукава вентиляции картера двигателя.

34 Закрепление брызговиков двигателя к поперечному лонжерону.

35 Монтаж водяных рукавов на двигателе и радиаторе, заправка системы охлаждения двигателя.

36 Заправка бака автомобиля, карбюратора и топливного насоса бензином.

37 Установка рулевого колеса.

38 Подключение аккумуляторной батареи, регулировка света фар.

39 Установка облицовки радиатора и монтаж системы очистки фар.

40 Пуск двигателя, проверка приборов автомобиля, проверка включения передач.

В дальнейшем собранные и проверенные автомобили отправляются на склад готовой продукции.

Технологическая схема

Определение расчетных нагрузок

Ведомость электрических нагрузок завода.

таблица№1
|№ |Наименование цеха |Кс |Cos( |(, |Pуст,|
| | | | |ВВт/м|кВт |
| | | | |2 | |
|1 |Цех шасси и главный конвейер |0,85 |0,75 |16 |1600 |
| |Цех шасси и главный конвейер |0,85 |-0,9 | |1260 |
| |(6кВ 4X315) | | | | |
|2 |Моторный цех |0,7 |0,65 |16 |1600 |
|3 |Прессово-кузовной цех |0,4 |0,65 |14 |1900 |
| |Прессово-кузовной цех |0,4 |0,85 | |1000 |
| |(6кВ 2X500) | | | | |
|4 |Инструментальный цех |0,5 |0,6 |14 |950 |
|5 |Ремонтно-механический цех |0,7 |0,7 |14 |500 |
|6 |Конструкторско-эксперементальны|0,5 |0,75 |20 |160 |
| |й цех | | | | |
|7 |Экспедиция и склад |0,4 |0,8 |10 |120 |
|8 |Деревообрабатывающий цех |0,5 |0,75 |12 |210 |
|9 |Модельный цех |0,5 |0,8 |16 |300 |
|10 |Литейный цех серого чугуна |0,6 |0,65 |12 |1200 |
| |Литейный цех серого чугуна |0,65 |0,9 | |1200 |
| |(6кВ 2X600) | | | | |
|11 |Литейный цех ковкого чугуна |0,6 |0,65 |12 |1200 |
| |и цветных металлов | | | | |
| |Литейный цех ковкого чугуна |0,65 |0,9 | |1200 |
| |и цветных металлов (6кВ | | | | |
| |2X600) | | | | |
|12 |Кузнечный цех |0,5 |0,65 |12 |500 |
|13 |Арматурно-агрегатный цех |0,6 |0,7 |14 |850 |
|14 |Склад масел и химикатов |0,4 |0,8 |10 |80 |
|15 |Гараж |0,4 |0,8 |20 |150 |
|16 |Заводоуправления |0,5 |0,8 |20 |120 |
|17 |Проходная |0,4 |0,85 |16 |20 |
|18 |Лаборатория |0,5 |0,85 |20 |170 |
|19 |Скрапоразделочная |0,5 |0,75 |14 |620 |
|20 |Цех топливной аппаратуры |0,6 |0,7 |14 |540 |
|21 |Открытый склад лесоматериалов|0,3 |0,85 |10 |110 |
|22 |Компрессорная (6кВ 4X800) |0,8 |0,9 |10 |3200 |

Генеральный план завода.

1. Метод коэффициента спроса.

Расчетный максимум, необходимый для выбора почти всех элементов системы электроснабжения:
Сечения проводников, трансформаторов ППЭ, отключающей аппаратуры, измерительных приборов и так далее, определяемый сначала для отдельных цехов, а затем и для всего завода в целом, находится по коэффициенту спроса по выражению:
[pic] [pic] (2.1.1) где: [pic] расчётный максимум соответствующего цеха без учёта освещения, кВт.

[pic]коэффициент спроса соответствующего цеха;
Расчёт силовой нагрузки для цеха №1 состоящей из нагрузки выше
1000В и ниже 1000В :

[pic][pic][pic] кВт;

[pic] кВт;

[pic] кВт;

[pic]квар.

Для остальных цехов расчёт представлен в таблице№
Кроме того , необходимо учесть нагрузку искусственного освещения цехов и территории завода.
Эта нагрузка определяется по удельной мощности освещения, по выражению:

[pic] где : F– освещаемая площадь, [pic];

?– удельная плотность осветительной нагрузки, Вт/м2

КСО– коэффициент спроса осветительной нагрузки;

tg?– коэффициент мощности осветительной нагрузки.

Для освещения складов, гаража, заводоуправления, проходной и лаборатории используем люминесцентные лампы с cos?=0.9 (tg?=0.48), для остальных цехов и территории предприятия используются лампы накаливания с cos?=1
(tg?=0) и дугоразрядные лампы (ДРЛ) с cos?=0.5 и (tg?=1,73).

Расчет освещения для цеха№1.

[pic]кВт
При использовании ламп накаливания потребление реактивной мощности равно нулю.

[pic]

Для остальных цехов расчёт приведён в таблице№2

Полная нагрузка цеха напряжением до 1000В представляет собой сумму силовой и осветительной нагрузки:

[pic] [pic][pic]
Для цеха №1 [pic]кВт,

[pic] квар.

Дальнейший расчёт нагрузок по цехам приведён таблице№ 2
Таблица№2
|№ |Наименовани|Рн |cos|Кс |Рм |Qм |F, | |Кс|Ро |Qо|Рм |Qм |Sм |
| |е | |? | |кВт |квар |м2 |?, |о |кВт| |кВт |квар|кВА|
| |Цехов | |tg?| | | | |Вт/| | |кв| | | |
| | | | | | | | |м2 | | |ар| | | |
|1 |Цех шасси и|1600|0,7|0,8|1360|1196,|2850|16 |0,|364|0 |1724|1196|209|
| |… | |5 |5 | |8 |0 | |8 |,8 | |,8 |,8 |9 |
| | | |0,8| | | | | | | | | | | |
| | | |8 | | | | | | | | | | | |
| |Цех шасси |1260|-0,|0,8|1071|-514,|----|---|--|---|--|1071|-514|118|
| |и… | |9 |5 | |08 |-- |-- |- |- |- | |,08 |8 |
| |(6 кВ) | |-0,| | | | | | | | | | | |
| | | |48 | | | | | | | | | | | |
|2 |Моторный |1600|0,6|0,7|1120|1299,|1920|16 |0,|245|0 |1365|1299|188|
| |цех | |5 | | |2 |0 | |8 |,8 | |,8 |,2 |5 |
| | | |1,1| | | | | | | | | | | |
| | | |6 | | | | | | | | | | | |
|3 |Прессово-ку|1900|0,6|0,4|760 |881,6|9052|14 |0,|101|0 |861,|881,|123|
| |зовной цех | |5 | | | | | |8 |,4 | |4 |4 |2,6|
| | | |1,1| | | | | | | | | | | |
| | | |6 | | | | | | | | | | | |
| |Прессово-ку|1000|0,8|0,4|400 |248 |----|---|--|---|--|400 |248 |470|
| |зовной цех | |5 | | | |--- |-- |- |-- |- | | | |
| |(6 кВ) | |0,6| | | | | | | | | | | |
| | | |1 | | | | | | | | | | | |
|4 |Инструмента|950 |0,6|0,5|475 |633,6|7626|14 |0,|85,|0 |560,|633,|845|
| |льный цех | | | | | | | |8 |4 | |4 |6 |,8 |
| | | |1,3| | | | | | | | | | | |
| | | |3 | | | | | | | | | | | |
|5 |РМЦ |500 |0,7|0,7|350 |375 |4968|14 |0,|55,|0 |405,|375 |552|
| | | | | | | | | |8 |6 | |6 | |,3 |
| | | |1,0| | | | | | | | | | | |
| | | |2 | | | | | | | | | | | |
|6 |Конструктор|160 |0,7|0,5|80 |70,5 |4278|20 |0,|68,|11|148,|189,|240|
| |ско-экспере| |5 | | | | | |8 |6 |8,|6 |1 | |
| |ментальный | |0,8| | | | | | | |6 | | | |
| |цех | |8 | | | | | | | | | | | |
|7 |Экспедиция |120 |0,8|0,4|48 |36 |690 |10 |0,|4,1|2 |52,1|38 |64,|
| |и склад | | | | | | | |6 | | | | |4 |
| | | |0,7| | | | | | | | | | | |
| | | |5 | | | | | | | | | | | |
|8 |Деревообраб|210 |0,7|0,5|105 |92,4 |1748|12 |0,|16,|0 |121,|92,4|152|
| |атывающий | |5 | | | | | |8 |8 | |8 | |,8 |
| |цех | |0,8| | | | | | | | | | | |
| | | |8 | | | | | | | | | | | |
|9 |Модельный |300 |0,8|0,5|150 |112,5|2070|16 |0,|26,|45|176,|158,|237|
| |цех | | | | | | | |8 |5 |,8|5 |3 | |
| | | |0,7| | | | | | | | | | | |
| | | |5 | | | | | | | | | | | |
|10|Литейный |1200|0,6|0,6|720 |835,2|6762|12 |0,|65 |11|785 |947,|123|
| |цех серого | |5 | | | | | |8 | |2,| |7 |0,6|
| |чугуна | |1,1| | | | | | | |5 | | | |
| | | |6 | | | | | | | | | | | |
| |Литейный |1200|0,9|0,6|780 |374,4|----|---|--|---|--|780 |374,|865|
| |цехсерого | | |5 | | |- |-- |- |- |- | |4 |,2 |
| |чугуна (6 | |1,1| | | | | | | | | | | |
| |кВ) | |6 | | | | | | | | | | | |
|11|Литейный |1200|0,6|0,6|720 |835,2|1017|12 |0,|97,|16|817,|1004|129|
| |цех ковкого| |5 | | | |4 | |8 |7 |9 |7 |,2 |5 |
| |чугуна и | |1,1| | | | | | | | | | | |
| |цветных | |6 | | | | | | | | | | | |
| |металлов | | | | | | | | | | | | | |
| |Литейный |1200|0,9|0,6|780 |374,4|----|---|--|---|--|780 |374,|865|
| |цех ковкого| | |5 | | |- |- |- |- |- | |4 |,2 |
| |чугуна и | |0,4| | | | | | | | | | | |
| |цветных | |8 | | | | | | | | | | | |
| |металлов | | | | | | | | | | | | | |
| |(6кВ) | | | | | | | | | | | | | |
|12|Кузнечный |500 |0,6|0,5|250 |290 |5975|12 |0,|57,|99|307,|389 |459|
| |цех | |5 | | | | | |8 |2 | |2 | |,7 |
| | | |1,1| | | | | | | | | | | |
| | | |6 | | | | | | | | | | | |
|13|Арматурно-а|850 |0,7|0,6|510 |520,2|2500|14 |0,|28 |48|538 |568,|782|
| |грегатный | | | | | | | |8 | |,4| |6 |,8 |
| |цех | |1,0| | | | | | | | | | | |
| | | |2 | | | | | | | | | | | |
|14|Склад масел|80 |0,8|0,4|32 |24 |460 |10 |0,|2,8|1,|34,8|25,3|43 |
| |и химикатов| | | | | | | |6 | |3 | | | |
| | | |0,7| | | | | | | | | | | |
| | | |5 | | | | | | | | | | | |
|15|Гараж |150 |0,8|0,4|60 |45 |345 |14 |0,|2,9|1,|62,9|46,4|78 |
| | | | | | | | | |6 | |4 | | | |
| | | |0,7| | | | | | | | | | | |
| | | |5 | | | | | | | | | | | |
|16|Заводоуправ|120 |0,8|0,5|60 |45 |930 |20 |0,|14 |6,|74 |51,7|90,|
| |ления | |5 | | | | | |75| |7 | | |2 |
| | | |0,7| | | | | | | | | | | |
| | | |5 | | | | | | | | | | | |
|17|Проходная |20 |0,8|0,4|8 |5 |150 |16 |0,|1,8|0,|9,8 |5,9 |11,|
| | | |5 | | | | | |75| |9 | | |4 |
| | | |0,6| | | | | | | | | | | |
| | | |1 | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
|18|Лаборатория|170 |0,8|0,5|85 |52,7 |930 |20 |0,|14 |6,|99 |59,4|115|
| | | |5 | | | | | |75| |7 | | |,5 |
| | | |0,6| | | | | | | | | | | |
| | | |1 | | | | | | | | | | | |
|19|Скрапоразде|620 |0,7|0,5|310 |273,3|345 |14 |0,|3,9|1,|313,|275,|417|
| |лоч ная | |5 | | | | | |8 | |9 |9 |2 |,5 |
| | | |0,8| | | | | | | | | | | |
| | | |8 | | | | | | | | | | | |
|20|Цех |540 |0,7|0,6|324 |330,5|1150|14 |0,|12,|22|336,|352,|487|
| |топливной | | | | | | | |8 |9 |,3|9 |8 |,8 |
| |аппаратуры | |1,0| | | | | | | | | | | |
| | | |2 | | | | | | | | | | | |
|21|Открытый |110 |0,8|0,3|33 |20,1 |2916|10 |0,|17,|30|50,5|50,3|71,|
| |склад | |5 | | | | | |6 |5 |,2| | |3 |
| |лесоматериа| |0,6| | | | | | | | | | | |
| |лов | |1 | | | | | | | | | | | |
|22|Компрессорн|3200|-0,|0,8|2560|-1240|874 |10 |0,|6,6|0 |2560|-124|285|
| |ая | |9 | | | | | |75| | | |0 |0,4|
| |(6кВ) | |-0,| | | | | | | | | | | |
| | | |48 | | | | | | | | | | | |

Примечание: в цехах имеющих металлообрабатывающие станки и оборудование применяются лампы накаливания, чтобы исключить стробоскопический эффект. В остальных цехах и на освещение открытых складов и территории предприятия используются люминесцентные и дугоразрядные лампы типа-ДРЛ.

Осветительная нагрузка территории
Площадь территории Fтер=232825м2, удельная плотность освещения ?тер=1 Вт/м2, коэффициент спроса осветительной нагрузки Ксо тер=1[3]

[pic][pic]
Активная суммарная нагрузка напряжением до 1000В
[pic]
Суммарная реактивная нагрузка напряжением до 1000В
[pic]
Полная суммарная мощность напряжением до1000В
[pic]

При определении суммарной нагрузки по заводу в целом необходимо учесть коэффициент разновремённости максимумов Крм, значение которого для машиностроительной отрасли равно 0,95,а также потери в силовых трансформаторах, которые еще не выбраны, по этому эти потери учитываются приближенно по ниже следующим выражениям.
Приближенные потери в трансформаторах цеховых подстанций:
[pic]
Суммарная активная нагрузка напряжением выше 1000В:
[pic]
Суммарная реактивная нагрузка напряжением выше 1000В:
[pic]
Активная мощность предприятия:
[pic]

Реактивная мощность предприятия без учёта компенсации:
[pic]
Экономически обоснованная мощность, получаемая предприятием в часы максимальных нагрузок:
[pic] где 0,3-нормативный tg?эк для Западной Сибири и U=110кВ
Мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить в системе электроснабжения предприятия:
[pic]
Полная мощность предприятия, подведённая к шинам пункта приёма электроэнергии(ППЭ):
[pic]

2. Статистический метод

Принимая, что при расчётах нагрузок можно пользоваться нормальным законом распределения, расчётная нагрузка может быть определена как:

[pic] (2.2.1)

где: Рср–среднее значение нагрузки за интервал времени, кВт;

?–принятая кратность меры рассеяния;

?–среднеквадратичное отклонение, кВт;
Согласно исходных данных ?=2,5.
Среднеквадратичное отклонение определяем по выражению:

[pic] (2.2.2) где: Dp–дисперсия.
Дисперсия находится по формуле:

Dp=Рср.кв2 –Рср2 , (2.2.3)

где: Рср–среднее значение мощности за интервал времени, определяемое по формуле:

[pic]

(2.2.4) где: ?t–интервал времени;

Рi–значение мощности на этом интервале;
Рср.кв–среднеквадратичная мощность, определяемая по выражению:

[pic]
(2.2.5)
Рср и Рср.кв определяются с помощью графиков нагрузок.

[pic][pic]
[pic]РСР,КВ=11053 кВт.
Тогда дисперсия Dp=РСР.КВ2 – РСР2=122171177,2–97032 =28022968,18 кВт, а среднеквадратичное отклонение [pic]5293,7 кВт.
Расчетная мощность:
[pic] кВт,
[pic]0,3?22937,25=6881,2 квар,
[pic]23981,7 кВА.

В качестве расчётной нагрузки по заводу принимается наименьшая. В данном случае это нагрузка, определённая по методу коэффициента спроса.
Таблица 3. Суточный график электрических нагрузок.
|t.ч |Рзим, %|Рлетн,|Рmax.раб,к|Рраб, зим. |Рр.летн,кВ|Рвых,кВ|
| | |% |Вт |КВт |т |т |
|0 |35 |32 | |4969,8 |4543,8 |4260 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | |14199,5 | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
|1 |35 |32 | |4969,8 |4543,8 |4260 |
|2 |33 |30 | |4685,8 |4259,8 |4260 |
|3 |35 |32 | |4969,8 |4543,8 |4260 |
|4 |35 |32 | |4969,8 |4543,8 |4260 |
|5 |32 |27 | |5343,8 |3833,8 |4260 |
|6 |27 |23 | |3833,8 |3265,8 |4260 |
|7 |50 |41 | |7099,8 |5821,8 |4260 |
|8 |92 |82 | |13063,5 |11643,6 |4260 |
|9 |100 |92 | |14199,5 |13063,5 |2982 |
|10 |100 |92 | |14199,5 |13063,5 |2982 |
|11 |93 |92 | |13205,,5 |13063,5 |2982 |
|12 |88 |85 | |12495,6 |12069 |2982 |
|13 |97 |92 | |13773,5 |13063,5 |2982 |
|14 |93 |88 | |13205,5 |12495,6 |2982 |
|15 |90 |84 | |12779,6 |11927,6 |2982 |
|16 |85 |78 | |12069,6 |11075,6 |2982 |
|17 |90 |81 | |12779,6 |11501,6 |2982 |
|18 |90 |82 | |12779,6 |11243,6 |3550 |
|19 |88 |80 | |12495,6 |11359,6 |3550 |
|20 |93 |88 | |13205,5 |12495,6 |3550 |
|21 |93 |90 | |13205,5 |12779,6 |4260 |
|22 |86 |83 | |12211,6 |11785,6 |4260 |
|23 |70 |67 | |9939,7 |9513,7 |4260 |

Построение графиков электрических нагрузок

По данным таблицы 3 построен суточный график нагрузки для рабочего дня, который представлен на рисунке 3. График нагрузки выходного дня также приведён на рисунке 3.

Годовой график электрических нагрузок
Для построения годового графика используется суточный график для рабочих и выходных дней Принимаем что в году 127 зимних,127 летних и 111 выходных дней.

Число часов использования максимальной нагрузки определяется по выражению:

[pic],
(3.1)
TMAX=[pic]4790 ч.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Для построения картограммы нагрузок как наглядной картины территориального расположения мощностей цехов необходимы центры электрических нагрузок (ЦЭН) этих цехов. В данной работе предполагается, что ЦЭН каждого цеха находится в центре тяжести фигуры плана цеха, так как данных о расположении нагрузок в цехах нет. Нагрузки цехов представляются в виде кругов, площадь которых равна нагрузке этих цехов, а радиус определяется по выражению:

[pic]

(4,1)

где m — выбранный масштаб, кВт/мм.
Выбираем масштаб m=1,7 кВт/мм. Расчёт радиусов сведён в таблицу 5.
Осветительная нагрузка на картограмме представлена в виде секторов кругов, площадь которых соотносится с площадью всего круга как мощность освещения ко всей мощности цеха до 1000 В. Углы секторов определяются по выражению

[pic] (4.2)
Расчёт этих углов представлен в таблице 5.
Окружности без закрашенных секторов обозначают нагрузку напряжением выше
1000 В.
Координаты центра электрических нагрузок завода в целом определяются по выражению.

[pic] [pic][pic] (4.3)

где pm i— активная нагрузка i-того цеха;

Xi, Yi — координаты ЦЭН i-того цеха; n — число цехов предприятия.

Для определения ЦЭН цехов, конфигурация которых на плане отлична от прямоугольной, используется следующий алгоритм:

1. цех i разбивается на j таких частей, что каждая из них является прямоугольником;
2. по генплану определяются ЦЭН этих частей Xi.j, Yi.j и их площади Fi . j;
2. находится активная мощность, приходящаяся на единицу площади этого цеха

[pic]
4. определяется активная мощность, размещенная в каждой из прямоугольных частей рассматриваемого цеха Рм i.j;
5. с использованием выражения (4.3) находятся координаты ЦЭН цеха в целом. Согласно генерального плана предприятия по вышеизложенной методике определяются ЦЭН цеха №10 (литейный цех), цеха №11 (литейный цех), цеха №12
(кузнечный цех) . Рассмотрим расчёт для цеха №10:

1 . разбиваем цех на четыре прямоугольные части;
2. их координаты ЦЭН равны соответственно: X10.1=3,8; Y10.1=4,6;

X10.2=3,1; Y10.2=4; X10.3=3,6; Y10.3=4; X10.4=4,1; Y10.4=4; F10.1=2484 м2; F10.2=1426 м2; F10.3=1426 м2; F10.4=1426 м2;
3. удельная активная мощность цеха №10: [pic]
4. Pм10.1=Рм10уд ·F10.1=231,4·2484=754,798 кВт; РМ10.2=231,4·1426=329,976 кВт; РM10.3=231,4· 1462=329,976 кВт;

Р10,4=231,4·1462=329б976 кВт;
5. [pic]

[pic]

Для цехов №10, 11 и 12 расчёт приведён в таблице 4.

Таблица 4. Расчёт ЦЭН для непрямоугольных цехов
|№ |Xi.j,|Yi.j |Fi.j,|F.i,м|Pмi,к|[pic],В|Рмi,j|Xi, |Y,, |
|цеха |мм |мм |М2 |2 |Вт |т/м2 |,кВт |мм |мм |
|10 |3,8 |4,6 |2484 | | | |574,7| | |
| | | | | | | |97 | | |
| | | | |6762 |1565 |231,4 | |3,6 |4,3 |
| |3,1 |4 |1426 | | | |329,9| | |
| | | | | | | |76 | | |
| |3,6 |4 |1426 | | | |329,9| | |
| | | | | | | |76 | | |
| |4,1 |4 |1426 | | | |329,9| | |
| | | | | | | |76 | | |
|11 |5,7 |4,6 |4774 | | | |749,5| | |
| | | | | | | |18 | | |
| | | | |10174|1597,|157 | |5,7 |4,3 |
| | | | | |7 | | | | |
| |4,9 |4,1 |1674 | | | |262,8| | |
| | | | | | | |18 | | |
| |5,7 |4,1 |2052 | | | |332,1| | |
| | |1 | | | | |64 | | |
| |6,5 |4,1 |1674 | | | |262,8| | |
| | | | | | | |18 | | |
|12 |7,5 |4,1 |1955 | | | |100,4| | |
| | | | | | | |87 | | |
| | | | |5975 |307,2|51,4 | |7,8 |4,2 |
| |8,1 |4,6 |1380 | | | |70,93| | |
| | | | | | | |2 | | |
| |8,1 |4,2 |1587 | | | |81,57| | |
| | | | | | | |1 | | |
| |8,1 |3,8 |1035 | | | |53,19| | |
| | | | | | | |9 | | |

Координаты ЦЭН других цехов определены непосредственно при помощи генплана и сведены в таблицу 5.
Таблица 5. Картограмма электрических нагрузок
|№ цеха|Xi, |Yi, |Рм, |Ri,мм|Ро, |аi, |
| |мм |мм |кВт | |кВт |град. |
|1 |9,4 |5,6 |1724 |19 |364,8|76 |
| |--- |--- |1071 |15 |-- | |
|2 |16,8 |5,6 |1365,|17 |245,8|64 |
| | | |8 | | | |
|3 |11,4 |3,8 |461,4|14 |101,4|42 |
| |--- |--- |400 |9 |---- | |
|4 |15,4 |3,8 |560,4|11 |85,4 |55 |
|5 |19,2 |2,6 |405,6|9 |55,6 |49 |
|6 |7,2 |8,4 |184,6|6 |68,6 |134 |
|7 |8,4 |1,2 |52,1 |3 |4,6 |32 |
|8 |3,8 |5 |121,8|5 |16,8 |50 |
|9 |4,2 |7,8 |176,5|6 |26,5 |54 |
|10 |7,2 |8,4 |785 |13 |65 |29,8 |
| |--- |--- |780 |12,8 |---- | |
|11 |11,4 |8,6 |817,7|13 |97,7 |43 |
| |--- |---- |780 |12,8 |---- | |
|12 |15,6 |8,4 |307,2|8 |57,2 |67 |
|13 |18,8 |7,8 |538 |11 |28 |19 |
|14 |20 |5,6 |34,8 |3 |2,8 |30 |
|15 |20 |4,4 |62,9 |4 |2,9 |17 |
|16 |12,6 |1,2 |66,7 |4 |14 |76 |
|17 |13,8 |1,2 |9,8 |1,5 |1,8 |66 |
|18 |15 |1,2 |99 |5 |14 |51 |
|19 |2 |7,6 |313,9|8 |3,9 |4,5 |
|20 |18,6 |9,2 |336,9|8,5 |12,9 |14 |
|21 |2 |5,4 |50,5 |3 |17,5 |125 |
|22 |20,2 |9 |6,6 |1,2 |6,6 | |

Координаты центра электрических нагрузок завода в целом, определённые на основе данных таблицы 5 с помощью выражения (4.3):
[pic][pic][pic][pic]

[pic] [pic]

Рисунок 5. Картограмма электрических нагрузок

5. ВЫБОР СИCТЕМЫ
ПИТАНИЯ

В систему питания входят питающие линии электропередачи и ППЭ.
Канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями напряжением 110кВ. В качестве
ППЭ используем унифицированную комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ-110/6-104.

5.7. Выбор устройства высшего напряжения ППЭ

Вследствие малого расстояния от подстанции энергосистемы до завода (3 км) рассматриваем следующих два вида устройства высшего напряжения (УВН):
1. блок «линия—трансформатор»;
2. выключатель.

В первом варианте УВН состоит только из разъединителя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора (дифференциальной или газовой) подаётся на выключатель системы, называемый головным выключателем, по контрольному кабелю.

Во втором варианте УВН состоит из выключателя наружной установки.
Отключающий импульс от защит трансформатора подаётся на выключатель, который и отключает повреждённый трансформатор.

Выбор вида УВН осуществляется на основании технико-экономического расчёта (ТЭР). Критерием оптимальности решения являются меньшие расчётные затраты, определяемые по выражению

Зi=Ен·Кi+Иi+Уi, (5.1.1)

где Ен=0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, р/год;

К — капитальные вложения, руб.;

И — годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы), руб./год;

У — ущерб, руб./год.

Первый вариант.

Капиталовложения: разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8]; стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с алюминиевыми жилами сечением 10x2,5 мм2 Kкк=11300 руб.
Суммарные капиталовложения: К1= Краз+Ккк= 4600+4,8·11300=58840руб.
Амортизационные отчисления согласно [8]:

[pic];

где а — норма амортизационных отчислений, %.
Для силового электротехнического оборудования и распределительных устройств до 150 кВ согласно [8] а=9,4%.

[pic]

Ущерб определяем в следующей последовательности.
1. Учтём параметр потока отказов ввода для данного варианта:

?а=?ВС+?ЛЭП+?РАЗ+?КК+?ТР;
?а=?ВС+?ЛЭП+?РАЗ+?КК+?ТР0,6+0,033+0,008+0,01=0,345 1/год где ?вс=0,06 — параметр потока отказов выключателя системы в соответствии с [3], 1/год;

?лэп=0,033 — параметр потока отказов воздушной линии напряжением

110 кВ длиной 4,8 км с учётом данных из [3], 1/год;

?раз=0,008 — параметр потока отказов разъединителя в соответствии с

[3], 1/год;

?кк=0,234 — параметр потока отказов контрольного кабеля в траншее длиной 4,8 км в соответствии с [3], 1/год;

?тр=0,01 — параметр потока отказов трансформатора ГПП напряжением 110 кВ в соответствии с [3], 1/год.

2. Среднее время восстановления после отказа одной линии:

[pic], (5.1.4)

где ?i — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения, 1/год;

Твi; — среднее время восстановления элемента после отказа, лет.
Согласно данным [3] Тв.вс=2,3·10 -3 лет, TB,ЛЭП=0,027·10-3 лет,
ТВ,РАЗ=1,7·10-3 лет, Тв.кк=30·10-3 лет, ТВТР=45·10'3лет, тогда:

[pic]лет.
3. Коэффициент планового простоя одной линии:

КП=1,2·КПi.max,
(5.1.5)

где КПi.max — максимальный коэффициент планового простоя, о.е.,

Кп=1,2·7,7·10-3=9,24·10-3 о.е.
4. Коэффициент аварийного простоя одной линии:

Ка=?а·Тв (5.1.6)

Ка=0,345·22,094·10-3=7,622·10-3 о.е.
5. Коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения:

К2а,1п=0,5·?2а·(К1п)2, при К1п?Т2в;
(5.1.7)

К2а,1п=К2а·(К1п-0,5·Т1в), при К1п?Т2в;
(5.1.8)

К2а,1п=0,5·0,345·(9,24·10-3)2 =1,473·10-5 о.е.
6. Коэффициент аварийного простоя двух линий:

Ка(2) = Ка2 + 2·Ка, п, (5.1.9)

Ка(2) =(7,622·10-3 )2 +2·1,473·10 -5=8,756·10 -5 о.е.
7. Среднегодовое время перерыва электроснабжения:

Та=Ка(2) · 8760 (5.1.10)

Та=8,756·10 –5·8760=0,767 ч/год.
8. Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=У'·?w', (5.1.11) где У'=7 — удельная составляющая ущерба от аварийного недоотпуска электроэнергии в соответствии с [3], руб./кВт-ч;

?w',— среднегодовая аварийно недоопущенная электроэнергия, кВт-ч/год;

[pic]

(5.1.12)

[pic]кВт·ч/год

У=7·5955=41685 руб./год.
Общие затраты:
31=0,12·58840+5530+41685=54275,8 руб./год.
Второй вариант.
Капиталовложения: выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1 Кв=90000 руб. согласно [8]; разъединитель РНДЗ. 2-1 10/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8].
Суммарные капиталовложения: К2=Кв+2·Кр=90000+2·4600=99200 руб.
Амортизационные затраты: И2=[pic]руб.

Дальнейший расчёт аналогичен предыдущему и проведён с использованием формул
(5.1.1)-(5.1.12).
?a=?вс+?лэп+2·?раз+?в+?тр=0,06+0,03+2·0,008+0,06+0,01=0,179 1/год;
Тв=[pic]лет;
Kn=l,2·7,7·10 -3=9,24·10 -3 o.e.;
Ка=0,179·4,15·10-3 =7,43·10-4 о.е.; так как K1 n > Т2В, то
К2а,1п= K 2а·(K1n - 0,5·Т1в)=7,43·10 –4·(9,24·10 -3 - 0,5·4,15·10
-3)=5,323·10 -6 о.е.;
Ка(2)=(7,43·10-4)2+2·5,323·10-6=1,12·10-5 о,е.
Та=1,12-10-5 ·8760=0,098 ч/год;
[pic]кВт·ч/год;
У=7·761=5326 руб./год. Общие затраты:
32=0,12-99200+9324,8+5326=26554,8 руб./год. Результаты ТЭР сведены в таблицу 6.

Таблшв 6. Результаты технико-экономического расчёта в системе шггания
|Вариант|К;, |Иi, |Уi,руб/го|3i, |
| |руб. |руб./год |д |руб./год |
| | | |руб./ГОД | |
|Первый |58840 |5530 |41685 |54275,8 |
|Второй |99200 |9324,8 |5326 |26554,8 |

Выбираем УВН второго варианта (выключатель). Сравниваемые варианты представлены на рисунке 6.

Блок «линия-трансформатор»
Выключатель

Рисунок 6. Варианты УВН

5.2. Выбор трансформаторов ППЭ

Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209-85.
Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители I и П категории, то на ГПП устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов должна обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы после отключения повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов не должна снижать естественного их срока службы.

Так как среднеквадратичная мощность Рср.кв=11053 кВт (согласно пункту
2.2.), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000/110.

На эксплуатационную перегрузку трансформатор проверять не будем, так как Sср.кв0,9·Ктах=0,9·1,48=1,33, то тогда коэффициент перегрузки
К2=К'2=1,36. Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 15 часов и среднегодовой температуры региона +8,4°С из [8] К2доп=1,4.
К2доп=1,4 > К2=1,36, следовательно, трансформаторы ТДН-210000 удовлетворяют условиям выбора.

5.3. Выбор ВЛЭП

Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания, то согласно [6] питание завода осуществляется по двухцепной воздушной НЭП.
При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения.

В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что допустимо по условиям окружающей среды.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2], производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны.
Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например, когда одна из линий отключена).

Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.

В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение, полученное по условиям проверки.

Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлёстывания проводов делается проверка на динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчётный ток послеаварийного режима:

[pic]А (5.3.1)

Принимаем провод сечением F=10 мм2 с допустимым током Iдоп=84 А.
Экономическое сечение провода:

[pic]

(5.3.2) где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А; jЭ — экономическая плотность тока, А/мм2.

Экономическая плотность тока jЭ для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до
5000 (Тmax=4790 ч) согласно [2] равна 1,1.

[pic]

Принимаем провод сечением 70 мм2 с допустимым током IДОП=265А

Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена ЛЭП, а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором возникает общая корона при хорошей погоде:

[pic] (5.3.3)

где d — расчётный диаметр витого провода, см;

Dср — среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см.
Если Uкр > UH, то сечение провода выбрано верно, в противном случае необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.
Для принятого ранее сечения 70 мм2 согласно [7] d=11,4 мм=1,14 см; Dcp=5 м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:
[pic]
Uкр= 127 кВ > UH=110 кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки
АС сечением Fp=70 мм2.

«23

Проверку выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не производим, так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих
АПВ линий.

Необходимость проверки на электродинамическую стойкость определяется после расчёта токов короткого замыкания.

Согласно ГОСТ 13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных подстанций 110/10-6 кВ, питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и синхронные электродвигатели напряжением до и выше 1000 В, нижняя граница отклонений напряжения Vн 110=-5% от номинального, верхняя граница Vв 110
=+12%. Тогда расчётный диапазон отклонений напряжения на зажимах 110 кВ УВН
ППЭ в любом режиме нагрузки d 110=VB 110 - VH 110=12%-(-5%)=17%. Проверим потерю напряжения в ЛЭП

[pic] (5.3.4) где Р, Q — расчётные нагрузки на провода, "МВт, Мвар; г, х — активное и индуктивное сопротивления проводов на 1 км длины,

Ом/км;

1 — длина проводов, км;

?U% — расчётные потери напряжения, %.

[pic]

Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 70 мм2 с допустимым током

1ДОП=265 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения на
ГБП в ре

жиме наибольших (послеаварийных) нагрузок.

6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ

В систему распределения СЭС предприятий входят РУНН пунктов приём электроэнергии (ПГВ), комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции
(КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии электропередачи (кабели, токопроводы), связывающие их с ПГВ [2].

6.1. Выбор рационального напряжения системы распределения

Согласно методических указаний [5] для дипломного (учебного) лраектирования, если нагрузка ЭП напряжением 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15%, то можно принять без технико-экономического расчёта (ТЭР) рациональное напряжение системы распределения 10 кВ. Когда нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от суммарной мощности, можно без ТЭР принять Uрац=6 кВ. В интервале 15-40% технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно.

Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия:

[pic]
(6.1.1)

где SM — полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;

[pic]— полная нагрузка напряжением выше 1000 В, кВА. С использованием данных пункта 2.1 получим, что

[pic][pic]5642 кВА [pic]
Тогда[pic]=[pic]40%
Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upau=6 кВ.

6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения

Прежде чем определять место расположения и число РП и ТП, произведём расчёт средних нагрузок цехов за наиболее загруженную смену на напряжении до [pic]1000 В по формулам:

[pic]

(6.2.1)

[pic]

(6.2.2)

[pic]

(6.2.3)

[pic]
(6.2.4)
Пример расчёта для цеха №1:

коэффициент максимума: Км = [pic]

средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену: [pic]кВт;

средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену: [pic]989 кВт;

средняя полная нагрузка этого цеха: [pic]1735 кВА
Расчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7,
Таблица 7 средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену

| | | | | | | | | |
|1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |
|№ |РН,кВт |QН,квар| КС| | КМ |РСР,кВ|QCР,ква|SСР,кВА|
|цеха| | | |КИ | |т |р | |
|1 |1724,8 |1196,8 |0,85 |0,7 |1,21 |1425,5|989 |1735 |
|6 кВ|1071 |-514,08|0,85 |0,7 |1,21 |885 |-424,9 |981,7 |
|2 |1365,8 |1299,2 |0,7 |0,7 |1 |1365,8|1299,2 |1885 |
|3 |861,4 |881,6 |0,4 |0,3 |1,33 |647,7 |662,9 |922,8 |
|6 кВ|400 |248 |0,4 |0,3 |1,33 |300,8 |186,5 |353,9 |
|4 |560,4 |633,6 |0,5 |0,4 |1,25 |448,3 |506,9 |676,7 |
|5 |405,6 |375 |0,7 |0,7 |1 |405,6 |375 |552,4 |
|6 |148,6 |189,1 |0,5 |0,4 |1,25 |118,9 |151,3 |552,4 |
|продолжение таблицы№7 |
| | | | | | | | | |
|1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |
|7 |52,1 |38 |0,4 |0,3 |1,33 |39,2 |28,6 |48,5 |
|8 |121,8 |92,4 |0,5 |0,4 |1,25 |97,4 |73,9 |122,3 |
|9 |176,5 |158,3 |0,5 |0,4 |1,25 |141,2 |126,6 |189,7 |
|10 |785 |947,7 |0,6 |0,5 |1,2 |654 |789,8 |1025,4 |
|6 кВ|780 |374,4 |0,65 |0,6 |1,08 |722,2 |346,7 |801 |
|11 |817,7 |1004,2 |0,6 |0,5 |1,2 |654 |789,6 |1025,4 |
|6кВ |780 |374,4 |0,65 |0,6 |1,08 |722,2 |346,7 |801 |
|12 |307,2 |389 |0,5 |0,4 |1,25 |245,8 |311,2 |396,6 |
|13 |538 |568,8 |0,6 |0,5 |1,2 |448,3 |473,8 |652,3 |
|14 |34,8 |25,3 |0,4 |0,3 |1,33 |26,2 |19 |32,4 |
|15 |62,9 |46,4 |0,4 |0,3 |1,33 |47,3 |34,8 |58,7 |
|16 |74 |51,7 |0,5 |0,4 |1,25 |59,2 |41,46 |72,2 |
|17 |9,8 |5,9 |0,4 |0,3 |1,33 |7,4 |4,4 |8,6 |
|18 |99 |59,4 |0,5 |0,4 |1,25 |79,2 |47,5 |92,4 |
|19 |313,9 |275,2 |0,5 |0,4 |1,25 |251,1 |220,2 |334 |
|20 |336,9 |352,8 |0,6 |0,5 |1,2 |280,8 |294 |406,6 |
|21 |50,5 |50,3 |0,3 |0,2 |1,5 |33,7 |33,5 |47,5 |
|22 |2560 |-1240 |0,8 |0,7 |1,14 |2245,6|-1087,7|2495,2 |

б.З. Размещение БСК в электрической сети предприятия

Согласно [5] для компенсации реактивной мощность используются только низковольтные БСК (напряжением до 1000 В) при выполнении следующего условия:

[pic];

где QЭ— реактивная мощность, предаваемая из энергосистемы в сеть потребителя, квар;

Qсд — реактивная мощность, выдаваемая в электрическую сеть синхронными двигателями, квар;

Qa — мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, квар.
QЭ+QСД=4259,8+1754,08=6049,88квар>QА=2750,88квар.
Следовательно, будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее 150 квар (это экономически нецелесообразно). Веилчина мощности БСК в i-том узле нагрузки определяется по выражению:

[pic];
(6.3.2) где QMI–мощность реактивной нагрузки итого узла, квар;

QM?–сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар.

QКУ=4893,7 квар; QM?=8285,92 квар.

Затем полученные расчётным путём qh округляются до ближайших стандартных значений БСК Qe; станд, взятых :из [З]. Результаты представлены в таблице
8. Типы используемых стандартных БСК приведены в таблицу 9. В заключении делаем следующую проверку:

[pic]

(6.3.3)

[pic][pic] Условие (6.3.3) выполняется.

6.4. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

Выбор проводится в следующей последовательности;
1. Определяется тип КТП. Для цехов I и II категории применяются двухтрансформаторные КТП. Если в цехе имеются ЭП только ??? категории и общая мощность цеха не превышает 1000 кВА, то применяются однотрансформаторные КТП.
2. Определяются средние .нагрузки цехов за наиболее нагруженную смену с учётом БСК
[pic]
3. Задаёмся максимальной мощностью трансформаторов. Если Scpi1500 кВА, то рассчитывается плотность нагрузки: [pic] кВА/м2. Если 0,3>?i>0,2 кВА/м2, то SMAX.ТР=1600 кВА,если же pi>0,3 кВА/м2, то Smax.TР=2500 кВА.
4. Определяется предварительная мощность трансформаторов ST при условии, что в цехе установлена одна КТП: Sтi = [pic] , где ?=0,7 при N=2 и
? =0,95 при N=1.
5. Определяется число КТП N ктп и стандартные мощности их тpaнcфopмaтpoв .ST CT- Если STi1000А Ед=1,6 В/м.
Длина дуги определяется в зависимости от расстояния ’а’ между фазами проводников в месте КЗ.

[pic]
Из [3] для КТП с трансформаторами мощностью 400 кВА а=60 мм.
[pic]>1000А, следовательно ЕД=1,6 В/мм.
Тогда сопротивление дуги [pic]
Суммарное активное сопротивление будет равно:
[pic];
Полное сопротивление цепи КЗ: [pic]
Переодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-5:
[pic];
[pic]; [pic]
Ударный ток в точке К-5 равен: [pic].
Результаты рассчётов токов КЗ сведены в таблицу 14
|Точка КЗ |IK-i(3), кА|IK-i(2), кА|Та, с |Куд. |Iуд К-i, |
| | | | | |кА[pic] |
|K-1 |8,91 |7,71 |0,05 |1,8 |22,68 |
|K-2 |9,91 |8,58 |0,12 |1,92 |26,9 |
|K-3 |9,15 |7,92 |0,12 |1,92 |24,77 |
|K-4 |8,55 |7,4 |0,12 |1,92 |23,21 |
|K-5 |9,85 |– |0,0039 |1,079 |15,03 |

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

8.1. Выбор аппаратов напряжением 11О кВ

Выберем выключатель 110 кВ.
Условия его выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току. Условия проверки выбранного выключателя:
1. проверка на электродинамическую стойкость:
1.1. по предельному периодическому току;
1.2. по ударному току КЗ;
2. проверка на включающую способность:
2.1. по предельному периодическому току;
2.2. по ударному току КЗ;
3. проверка на отключающую способность:
3.1. номинальному периодическому току отключения;
3.2. номинальному апериодическому току отключения;
4. проверка на термическую стойкость.
Расчётные данные сети: расчётный ток послеаварийного режима IР=78А был найден в пункте 5.3. по формуле(5.3.1); расчётное время:

?=tрз+tсв, (8.1.1)

где tрз — время срабатывания релейной защиты (обычно берётся минимальное значение); вданном случае для первой ступени селективности tp3=0,01, с; tсв — собственное время отключения выключателя (в данный момент пока неизвестно); действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания 1по=8,91 кА было рассчитано в пункте 7.1.; периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя Iп? вследствие неизменности во времени тока КЗ принимается равной периодической составляющей начального тока З:
Iп?=Iп0=8,91 кА; апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя определяется по выражению:

iа?=[pic] (8.1.2) и будет определено позже; расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:

[pic]
(8.1.3) расчётный импульс квадратичного тока КЗ:

[pic] (8.1.4) будет также определён позже.

Согласно условиям выбора из [8] выбираем выключатель ВМТ-110Б-
20/1000УХЛ1 со следующими каталожными данными: Uном=110 кВ; IHOM=1000
A; Iн откл= 20 кА; ?=25%; i пр скв= 52 кА; Iпр скв=20 кА; iн вкл= 52 кА;
Iн вкл=20 кА; IТ=20 кА; tT=3 с; tCB=0,05 с. Определим оставшиеся характеристики сети: Расчётное время по формуле (8.1.1): ?=tp3 + tCB=0,01+0,05=0,06 с;

Апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя по формуле (8.1.2): iа?=[pic]
Расчётное выражение согласно формуле (8.1.3): [pic];
Расчётный импульс квадратичного тока КЗ по формуле (8.1.4): [pic]
Расчётные данные выбранного выключателя: проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока
КЗ: [pic] (8.1.5)

проверка по термической стойкости:

BK=IT2·tT (8.1.6)

Вк=202·3=1200 кА2·с.

Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 15.

Выберем разъединитель 110 кВ.

Условия его выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного разъединителя:
1. проверка на электродинамическую стойкость;
2. проверка на термическую стойкость.

Для комплектной трансформаторной подстанции блочного типа КТПБ-110/6-
104 тип разъединителя согласно [8] — РНДЗ.2-110/1000 или РНДЗ-16-110/1000.

Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 со следующими каталожными данными: ином=110 кВ; 1НОМ=1000 А; 1,1рскв= =80 кА; 1Т=31,5 кА; tT=4 с.
Расчётные данные выбранного разъединителя: термическая стойкость:
BK=IT2·tT=31,52·4=3969 кА2·с.
Выбор и проверка разъединителя представлены в таблице 15.

Таблица 15. Выбор аппаратов напряжением 110 кВ
|Условия выбора (проверки) |Данные сети|Выключатель|Разъединител|
| | | |ь |
|Uсети?Uном |110 |110 |110 |
|Iр?Iном |78 |1000 |1000 |
|Iпо?Iпр скв |8,91 |20кА |– |
|Iуд?iпр скв |22.68 |52 |– |
|Iп0?Iн.вкл |8,91 |52 |– |
|iуд?iн.вкл |22,68 |52 |80 |
|Iп??Iн.откл |8,91 |20 |– |
|[pic]?[pic] |16,34 |35,25 |– |
|Вк < IT2'·tT |8.73 кА2·с |1200 кА2·с |3969 кА2·с |

8.2. Выбор аппаратов напряжением 6 кВ

Выберем ячейки распределительного устройства 6 кВ.
Так как РУНН принято внутреннего исполнения, будем устанавливать перспективные малогабаритные ячейки серии «К» с выкатными тележками.
Расчётный ток вторичной обмотки трансформаторов ППЭ:

[pic]
Выбираем малогабаритные ячейки серии К-104 с параметрами: UHOM=6 кВ,
Iном=1600 А, Iн.откл =31,5 кА, iпр.скв=81 кА; тип выключателя ВК-10.
Выберем вводные выключатели 6 кВ.
Расчётные данные сети: расчетный ток послеаварийного режима 1Р= 1360,18 А; расчётное время ?=tp3 + tCB=0,0 1+0,05=0,06 с; действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ
Iп0=9,91кА было рассчитано в пункте 7.2.; периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя Iп?=Iп0=9,91кА апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя: iа?=[pic] расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляю- щей полного тока КЗ: [pic]кА; расчётный импульс квадратичного тока КЗ: [pic]

Выбираем выключатель ВК-10-1600-20У2 со следующими каталожными данными: Uном=10кВ; Iном=1600А; Iн.откл=31,5кА;?=25%; iпр.скв=80кА; Iпр.скв=31,5кА; iн.вкл=80кА; Iн.вкл=31,5кА; IТ=31,5кА; tт=4с;tсв=0,05с.
Расчётные данные выбранного выключателя: проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:
[pic]кА; проверка по термической стойкости: BK=IT2·tT=31,52·4=3969 кА2 ·с.
Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 16.

Выберем выключатель на отходящей линии 6 кВ.
Расчётные данные сети: расчетный ток послеаварийного режима: [pic][pic] расчётное время ?=tрз+tсв= 0,3 1+0,05=0,36 с; остальные величины имеют те же значения, что и для выключателя ввода.
Выбираем выключатель ВК-10-630-20У2 со следующими каталожными данными: Uном=10 кВ; Iном =630 А; Iн.откл =20 кА; ?=20%; inp.скв=52 кА;
Iпр.скв=20 кА; iн вкл=52 кА; Iн вкл =20 кА; IТ=20 кА; tT=4 с; tCB=0,05 с.
Расчётные данные выбранного выключателя:
[pic]кА;
BK=IT2·tT=202·4=1600 кА2·с.
Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 16.

Таблица 16. Выбор выключателей 6 кВ.
|Условия выбора |Данные |Выключател|Данные сети|Выключат|
|(проверки) |сети |ь ввода |для |ель |
| |для ввода | |отходящей |отходяще|
| | | |линии |й линии |
|Uсети?Uном |6кВ |10кВ |6кВ |10кВ |
|Iр?Iном |1360А |1600А |94,6А |630А |
|Iпо?Iпр скв |9,91кА |31,5кА |9,91кА |20кА |
|iуд?iпр скв |26,9кА |80кА |26,9кА |52кА |
|Iп0?Iн.вкл |9,91кА |31,5кА |9,91кА |20кА |
|Iуд?iн.вкл |26,9кА |80кА |26,9кА |52кА |
|Iп??Iн.откл |9,91кА |31,5кА |9,91кА |20кА |
|[pic]?[pic] |22,5кА |53,46кА |22,5кА |33,94кА |
|Вк < IT2'·tT |17,67кА2·с|3969 кА2·с|17,67 кА2·с|1600 |
| | | | |кА2·с |
Выберем трансформаторы тока. Условия их выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току. Условия проверки выбранных трансформаторов:
1. проверка на электродинамическую стойкость (если требуется);
2. проверка на термическую стойкость;
3. проверка по нагрузке вторичных цепей.
Расчётные данные сети: расчётный ток 1Р= 1360 А; ударный ток КЗ iуд=26,9 кА; расчётный импульс квадратичного тока КЗ Вк=17,67 кА2-с.

Согласно условиям выбора из [8] выбираем трансформаторы тока типа
ТПШЛ-10 со следующими каталожными данными: UHOM=10 кВ; IHOM=1500 A; Z2H=1,2
Ом; 1Т=35 кА; tT=3 с.

Расчётные данные выбранного трансформатора тока: так как выбран шинный трансформатор тока, то проверка на электродинамическую стойкость не требуется; проверка по термической стойкости: BK=IT2·tT=352·3=3675 кА2·с.

[pic]

Рисунок 12. Схема соединения приборов
Трансформаторы тока (ТТ) включены в сеть по схеме неполной звезды на разность токов двух фаз. Чтобы трансформатор тока не вышел за пределы заданного класса точности, необходимо, чтобы мощность нагрузки вторичной цепи не превышала номинальной: z2н.>z2 . Перечень приборов во вторичной цепи ТТ приведён в таблице 17, схема их соединения — на рисунке 12.

Таблица 17. Приборы вторичной цепи ТТ
|Наименование |Количеств|Мощность фаз, ВА |
| |о | |
| | |А |В |С |
|Амперметр Э335 |1 |0,5 |— |— |
|Ваттметр ДЗ 35 |1 |0,5 |— |0,5 |
|Варметр Д335 |1 |0,5 |— |0,5. |
|Счётчик активной мощности |1 |2,5 |— |2,5 |
|СА4У-И672М | | | | |
|Счетчик реактивной мощности |2 |2,5 |— |2,5 |
|СР4У-И673М | | | | |
|Итого: |6 |9 |— |8,5 |

Наиболее нагруженной является фаза А. Общее проводов сопротивление приборов:

[pic] (8.2.1) где Sприб — мощность приборов, ВА;

I2ном — вторичный ток трансформатора тока, А.

[pic] Ом

Допустимое сопротивление:

rпров=z2н-rпиб -rконт=1,2-0,36-0,1=0,74Ом.
Минимальное сечение проводов: [pic] р=О,0286 — удельное сопротивление проводов согласно [3], Ом/м; lрасч=50 — расчётная длина проводов согласно [3], м.

[pic]мм2.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм , тогда

[pic]Ом.
Полное расчётное сопротивление: r2расч =rприб + rпров + rконт=0,36 + 0,57 + 0,1 = 1,03 ОМ.
Выбор и проверка ТТ представлены в таблице 18.

Таблица 18. Выбор трансформаторов тока

|Условие выбора (проверки) |Расчётные |Каталожные данные |
| |данные | |
|U сети — U ном |6кВ |10 кВ |
|Ip1,5;что удовлетворяет условиям.

10. 3. Защита от токов внешних многофазных КЗ

Защита предназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе защиты или выключателя смежного повреждённого элемента, а также для выполнения функций ближнего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора (дифференциальной и газовой). В качестве защиты трансформатора от токов внешних КЗ используются: 1 токовые защиты шин секций распределительных устройств низшего и среднего напряже- ний, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;
2. максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне высшего напряжения защищаемого трансформатора.

Защита, установленная на стороне ВН, выполняется на двухобмоточных трансформаторах с двумя, а на трёхобмоточных с тремя реле тока. Реле присоединяются ко вторичным обмоткам ТТ, соединённым, как правило, в треугольник.

Непосредственное включение реле защиты от токов внешних КЗ в токовые цепи дифференциальной защиты не допускается.

Расчёт МТЗ.

Ток срабатывания защиты МТЗ-1 на стороне НН.

[pic] (10.3.1)

где Ко =1,2—коэффициент отстройки реле;

Кв=0,85—коэффициент возврата реле РТ-40;

Ксз=2,3—коэффициент самозапуска секции шин потерявшей питание;

[pic]

Ток срабатывания защиты МТЗ-2 на стороне ВН:

[pic] (10.3.2)

[pic]

Ток срабатывания реле на стороне ВН:

[pic] (10.3.4)

[pic]

Коэффициент чувствительности МТЗ-2

[pic] (10.3.5)

[pic]

Ток срабатывания реле МТЗ на стороне НН:

[pic] (10.3.6)

[pic]

Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне:

[pic]

(10.3.7)

[pic]

Условие чувствительности выполняется.

Коэффициент чувствительности защиты в резервной зоне:

[pic],

[pic]

чувствительности защиты в резервной зоне обепечивается.

10.4. Защита от токов внешних замыканий на землю на стороне ВН

Защита предусматривается для трансформаторов с глухим заземлением нейтрали обмотки высшего напряжения при наличии присоединений синхронных электродвигателей в целях резервирования отключения замыканий на землю на шинах питающей подстанции и для ускорения отключения однофазного КЗ в питающей линии выключателями низшего напряжения трансформатора. Реле максимального тока защиты подключается к трансформатору тока, встроенному в нулевой вывод обмотки ВН трансформатора.

10.5. Защита от токов перегрузки

Согласно [3] на трансформаторах 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Устанавливается на каждой части расщеплённой обмотки. Продолжительность срабатывания такой защиты должна быть выбрана примерно на 30% больше продолжительности пуска или самозапуска электродвигателей, получающих питание от защищаемого трансформатора, если эти процессы приводят к его перегрузке.

Расчёт тока срабатывания от перегрузки. ток срабатывания от перегрузки равен:

[pic] (10.5.1)

где kотс=1,05, для реле РТ-40.

Kв=0,85, коэффициент возврата реле РТ-40

[pic] ток срабатывания реле равен:

[pic]
(10.5.2)

[pic]

11. РАСЧЁТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА

Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановок. К защитному заземлению относятся заземления частей установки, нормально не находящиеся под напряжением, но которые могут оказаться под ним при повреждении изоляции. Заземление позволяет снизить напряжение прикосновения до безопасного значения.

Произведём расчёт заземляющего устройства подстанции ГПП.

Установим необходимое допустимое сопротивление заземляющего устройства. В данном случае заземляющее устройство используется одновременно для установок выше 1000 В с заземлённой нейтралью и изолированной нейтралью. Согласно [12] сопротивление растекания R3 для установок выше 1000 В с заземлённой нейтралью R3 < 0,5 Ом, а для установок выше 1000 В с изолированной нейтралью R3