.

Электроснабжение автомобильного завода

Язык: русский
Формат: реферат
Тип документа: Word Doc
0 6198
Скачать документ

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( (,

ВВт/м2

Pуст, кВт

1 Цех шасси и главный конвейер 0,85 0,75 16 1600

Цех шасси и главный конвейер (6кВ 4X315) 0,85 -0,9

1260

2 Моторный цех 0,7 0,65 16 1600

3 Прессово-кузовной цех 0,4 0,65 14 1900

Прессово-кузовной цех (6кВ 2X500) 0,4 0,85

1000

4 Инструментальный цех 0,5 0,6 14 950

5 Ремонтно-механический цех 0,7 0,7 14 500

6 Конструкторско-эксперементальный цех 0,5 0,75 20 160

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 (6кВ 2X600) 0,65 0,9

1200

11 Литейный цех ковкого чугуна и цветных металлов 0,6 0,65 12 1200

Литейный цех ковкого чугуна и цветных металлов (6кВ 2X600)
0,65 0,9

1200

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.

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:

(2.1.1)

расчётный максимум соответствующего цеха без учёта освещения,
кВт.

коэффициент спроса соответствующего цеха;

Расчёт силовой нагрузки для цеха №1 состоящей из нагрузки выше
1000В и ниже 1000В :

кВт;

кВт;

кВт;

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:

;

?– 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.

кВт

При использовании ламп накаливания потребление реактивной мощности
равно нулю.

Для остальных цехов расчёт приведён в таблице№2

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

кВт,

квар.

Дальнейший расчёт нагрузок по цехам приведён таблице№ 2

Таблица№2

№ Наименование

Цехов Рн cos?

tg? Кс Рм

кВт Qм

квар F,

м2 ?, Вт/м2 Ксо Ро

кВт Qо

квар Рм

кВт Qм

квар Sм

кВА

1 Цех шасси и … 1600 0,75

0,88 0,85 1360 1196,8 28500 16 0,8 364,8 0 1724,8 1196,8 2099

Цех шасси и…

(6 кВ) 1260 -0,9

-0,48 0,85 1071 -514,08 —— —– — —- — 1071 -514,08 1188

2 Моторный цех 1600 0,65

1,16 0,7 1120 1299,2 19200 16 0,8 245,8 0 1365,8 1299,2 1885

3 Прессово-кузовной цех 1900 0,65

1,16 0,4 760 881,6 9052 14 0,8 101,4 0 861,4 881,4 1232,6

Прессово-кузовной цех (6 кВ) 1000 0,85

0,61 0,4 400 248 ——- —– — —– — 400 248 470

4 Инструментальный цех 950 0,6

1,33 0,5 475 633,6 7626 14 0,8 85,4 0 560,4 633,6 845,8

5 РМЦ 500 0,7

1,02 0,7 350 375 4968 14 0,8 55,6 0 405,6 375 552,3

6 Конструкторско-эксперементальный цех 160 0,75

0,88 0,5 80 70,5 4278 20 0,8 68,6 118,6 148,6 189,1 240

7 Экспедиция и склад 120 0,8

0,75 0,4 48 36 690 10 0,6 4,1 2 52,1 38 64,4

8 Деревообрабатывающий цех 210 0,75

0,88 0,5 105 92,4 1748 12 0,8 16,8 0 121,8 92,4 152,8

9 Модельный цех 300 0,8

0,75 0,5 150 112,5 2070 16 0,8 26,5 45,8 176,5 158,3 237

10 Литейный цех серого чугуна 1200 0,65

1,16 0,6 720 835,2 6762 12 0,8 65 112,5 785 947,7 1230,6

Литейный цехсерого чугуна (6 кВ) 1200 0,9

1,16 0,65 780 374,4 —– —– — —- — 780 374,4 865,2

11 Литейный цех ковкого чугуна и цветных металлов 1200 0,65

1,16 0,6 720 835,2 10174 12 0,8 97,7 169 817,7 1004,2 1295

Литейный цех ковкого чугуна и цветных металлов (6кВ) 1200 0,9

0,48 0,65 780 374,4 —– —- — —- — 780 374,4 865,2

12 Кузнечный цех 500 0,65

1,16 0,5 250 290 5975 12 0,8 57,2 99 307,2 389 459,7

13 Арматурно-агрегатный цех 850 0,7

1,02 0,6 510 520,2 2500 14 0,8 28 48,4 538 568,6 782,8

14 Склад масел и химикатов 80 0,8

0,75 0,4 32 24 460 10 0,6 2,8 1,3 34,8 25,3 43

15 Гараж 150 0,8

0,75 0,4 60 45 345 14 0,6 2,9 1,4 62,9 46,4 78

16 Заводоуправления 120

0,85

0,75 0,5 60 45 930 20 0,75 14 6,7 74 51,7 90,2

17 Проходная 20

0,85

0,61 0,4 8 5 150 16 0,75 1,8 0,9 9,8 5,9 11,4

18 Лаборатория
170 0,85

0,61 0,5 85
52,7 930 20 0,75 14
6,7 99 59,4 115,5

19 Скрапоразделоч ная 620 0,75

0,88 0,5 310 273,3 345 14 0,8 3,9 1,9 313,9 275,2 417,5

20 Цех топливной аппаратуры 540 0,7

1,02 0,6 324 330,5 1150 14 0,8 12,9 22,3 336,9 352,8 487,8

21 Открытый склад лесоматериалов 110 0,85

0,61 0,3 33 20,1 2916 10 0,6 17,5 30,2 50,5 50,3 71,3

22 Компрессорная

(6кВ) 3200 -0,9

-0,48 0,8 2560 -1240 874 10 0,75 6,6 0 2560 -1240 2850,4

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]

Активная суммарная нагрузка напряжением до 1000В

Суммарная реактивная нагрузка напряжением до 1000В

Полная суммарная мощность напряжением до1000В

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:

Суммарная активная нагрузка напряжением выше 1000В:

Суммарная реактивная нагрузка напряжением выше 1000В:

Активная мощность предприятия:

Реактивная мощность предприятия без учёта компенсации:

Экономически обоснованная мощность, получаемая предприятием в часы
максимальных нагрузок:

где 0,3-нормативный tg?эк для Западной Сибири и U=110кВ

Мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить в
системе электроснабжения предприятия:

Полная мощность предприятия, подведённая к шинам пункта приёма
электроэнергии(ППЭ):

Статистический метод

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

(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:

(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:

(2.2.4)

где: ?t–интервал времени;

Рi–значение мощности на этом интервале;

Рср.кв–среднеквадратичная мощность, определяемая по выражению:

(2.2.5)

Рср и Рср.кв определяются с помощью графиков нагрузок.

РСР,КВ=11053 кВт.

Тогда дисперсия Dp=РСР.КВ2 – РСР2=122171177,2–97032 =28022968,18 кВт,

5293,7 кВт.

Расчетная мощность:

кВт,

0,3?22937,25=6881,2 квар,

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,кВт Рраб, зим. КВт Рр.летн,кВт Рвых,кВт

0 35 32

14199,5

4969,8 4543,8 4260

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:

, (3.1)

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:

(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

(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.

(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;

находится активная мощность, приходящаяся на единицу площади этого цеха

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;

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;

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

Таблица 4. Расчёт ЦЭН для непрямоугольных цехов

№ цеха

Xi.j, мм

Yi.j мм

Fi.j, М2

F.i,м2

Pмi,кВт

,Вт/м2

Рмi,j,кВт

Xi, мм

Y,, мм

10 3,8 4,6 2484

6762

1565

231,4

574,797

3,6

4,3

3,1 4 1426

329,976

3,6 4 1426

329,976

4,1 4 1426

329,976

11 5,7 4,6 4774

10174

1597,7

157 749,518

5,7

4,3

4,9 4,1 1674

262,818

5,7 4,1

1 2052

332,164

6,5 4,1 1674

262,818

12 7,5 4,1 1955

5975

307,2

51,4 100,487

7,8

4,2

8,1 4,6 1380

70,932

8,1 4,2 1587

81,571

8,1

3,8 1035

53,199

Координаты ЦЭН других цехов определены непосредственно при помощи
генплана и сведены в таблицу 5.

Таблица 5. Картограмма электрических нагрузок

№ цеха

Xi, мм

Yi, мм Рм, кВт

Ri,мм

Ро, кВт

аi, град.

1 9,4 5,6 1724 19 364,8 76

— — 1071 15 —

2 16,8 5,6 1365,8 17 245,8 64

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):

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 10×2,5 мм2 Kкк=11300 руб.

Суммарные капиталовложения: К1= Краз+Ккк= 4600+4,8·11300=58840руб.

Амортизационные отчисления согласно [8]:

;

где а — норма амортизационных отчислений, %.

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

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.

Среднее время восстановления после отказа одной линии:

, (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:

лет.

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;

(5.1.12)

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.

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;

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;

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;, руб.

Иi, руб./год

Уi,руб/год руб./ГОД

3i, 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.кв<2·Sтр. Проверим их на послеаварийную перегрузку:-(5.2.1)где P.j — мощность, превышающая мощность Ртр,кВт;?tj — время перегрузки, ч.=1,36Рисунок 7. Выбор трансформаторов ППЭТак как К'2=1,36>0,9·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-2\10000
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:

А (5.3.1)

Принимаем провод сечением F=10 мм2 с допустимым током Iдоп=84 А.

Экономическое сечение провода:

(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.

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:

(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:

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

(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, %.

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:

(6.1.1)

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

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

40%

Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upau=6 кВ.

6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения

1000 В по формулам:

(6.2.1)

(6.2.2)

(6.2.3)

(6.2.4)

Пример расчёта для цеха №1:

кВт;

989 кВт;

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

№ цеха РН,кВт QН,квар КС КИ КМ РСР,кВт QCР,квар SСР,кВА

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 ???????????????????????????????????????

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:

;

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:

; (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:

(6.3.3)

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

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.

, где ?=0,7 при N=2 и ? =0,95 при N=1.

6. Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном
режиме КЗНР и в послеаварийном режиме КЗ. При этом К3тр не должен
превышать 1,5;

Рассмотрим расчет для цеха №1:

1. цех первой категории, следовательно, устанавливается
двухтрансформаторная КТП;

1453,5 кВА

1038,2 кВА;

4. так как Sт1=1038,2 кВА< Smax тр1=1600 кВА, то Nктп=1, Sт1?Smax т, Sт.ст=1000кВА1,453.Расчёт для остальных цехов представлен в таблице 8.Таблица 8. Выбор числа и мощности БСК и КТП№ цехаРср,кВт QСР,квар. QМ,квар.Qкi,квар. Qбi станд,квар. Sср i.кВА. ?,кВА/м2 Число КТП,число и мощность трансформаторов Кзнр Кзпар11424,5 989 1196,8 706,8 700 1453,5 ---- 1КТП2(1000 0,76 1,4521365,5 1299,2 1299,2 767,3 750 1472 ----- 1КТП2(1000 0,75 1,53647,7 662,9 881,6 520,7 500 667,8 ----- 1КТП2(630 0,52 1,054448,3 506,9 248 146,5 150 516,7 ----- 1КТП2(400 0,64 1,295405,6 375 375 221,5 200 441,7 ---- 1КТП2(400 0,55 1,106118,9 151,3 189,1 111,7 100 129,5 ---- 1КТП1x250 0,708 ---739,2 28,6 38 22,4 0 45,1 ---- ----- --- ---897,4 73,9 92,4 54,6 0 134,2 ---- ---- --- ---9141,2 126,6 158,3 93,5 0 189,6 ---- ---- --- ---10654 789,8 947,7 559,7 550 696,5 ---- 1КТП2(630 0,55 1,1011681,4 836,8 1004,2 593 600 721,4 ---- 1КТП2(630 0,57 1,1412245,8 311,2389 389 229,7 240 256 ---- 1КТП2(250 0,51 1,0213448,3 473,8 568,6 335,8 350 465 ---- 1КТП2(400 0,65 1,41426,2 19 25,3 15 0 32,4 ---- ---- ---- ----1547,3 34,8 46,4 27,4 0 58,7 ---- ---- ---- ----1652,9 41,46 51,7 30,5 0 72,3 ---- ---- ---- ----177,4 4,4 5,9 3,5 0 9 ---- ---- ---- ----1879,2 47,5 59,4 35 0 92,4 ---- ---- ---- ----19 251,1 220,2 275,2 165,5 150 260,7 ---- 1КТП2(400 0,7 1,420 280,8 294 406,6 240 240 286 ---- 1КТП2(250 0,57 1,142133,7 33,5 50,3 29,7 0 47,5 ---- ---- ---- ----Примечание 1. Для обеспечения наилучшей в данных условиях взаимозаменяемости будем применять только четыре типоразмера трансформаторов КТП.Таблица 9. Стандартные БСК№ цехаQБi СТАНД,квар Тип БСК 3114(50 УК2-0,38-50У3210(75 УК3-0,38-75У332(250 УКМ-0,4-250-50У342(75 УК3-0,38-75У352(100 УК4-0,38-100УЗ62(50 УК2-0,38-50УЗ7----- -----8----- -----9----- -----104(150 УКБ-0,38-150УЗ114(150 УКБ-0,38-150УЗ12.1(240 УКБ-0,415-240ТЗ136(60 УКЗ-0,415-60ТЗ14------ -------15------ -------16------ -------17------ -------18------ -------19 2(75 УКЗ-0,38-75УЗ20 1(240 УКБ-0,415-240УЗ21------ -------6.5. Расчёт потерь в трансформаторах цеховых КТПДля данного расчёта необходимы каталожные данные трансформаторов КТП. Они взяты из [3] и представлены в таблицу 10.Таблица 10. Каталожные данные трансформаторов KТПТип трансформатораuk,%?РХ, кВт?РK, кВтIх, %?QX, кварТМЗ-2504,50,743,72,35,7ТМЗ-4004,50,955,52,18,35ТМЗ-6305,51,317,61,811,26ТМЗ-10005,5 2,45 11 1,4 13,78Расчёт проводится в следующей последовательности: определяются реактивные потери холостого хода:(6.5.1)где Ix — ток холостого хода, %;sном— номинальная мощность трансформатора, кВА;?РХ — активные потери холостого хода, кВт;рассчитываются активные потери мощности в трансформаторах:(6.5.2)где n — число параллельно работающих трансформаторов, шт.; ?РК — активные потери короткого замыкания, кВт;— мощность, проходящая через трансформатор, кВА;находятся реактивные потери мощности в трансформаторах:(6.5.3)где uk% — напряжение короткого замыкания, %.Расчёт для КТП цеха №1: QM реальн. - Qбiстанд=1196,8-700=496,8 квар;1794,9 Ква;31,8 кВт;квар;квар.Результаты расчёта для остальных КТП представлены в таблицу 11.Таблица 11. Потери в трансформаторах цеховых КТП№ цехаn(SтрРм,кВтQм реальн,квар SM, кВА?Рто,кВт?Qтр, кварРmax,кВтQmax, кварSmax, кВА12(1000 1724,8 496,8 1794,9 31,8 116,15 1756,6 612,95 1860,722(1000 1365,8 549,2 1472 16,8 87,14 1382,6 636,34 152232(630 861,4 381,6 942,1 11,1 61,98 872,5 443,5 978,742(400 560,4 92 568,9 7,46 34,9 567,86 126,9 581,852(400 405,6 175 441,7 5,25 27,6 410,85 202,7 458,162(400 148,6 89 173,2 2,4 18,4 151 107,4 185,27 - 52,1 38 64,5 - - - - -8 - 121,8 92,4 152,8 - - - - -9 - 176,5 158,3 237- - - - - -10 2(630 785 397,4 879,8 10 56,3 795 453,7 915,311 2(630 817 404,2 911,5 10,6 58,8 827,6 463 948,312 2(250 307,2 149 341,4 5,3 21,9 312,5 170,9 36513 2(400 538 218,6 580,7 7,7 35,6 545,7 254,2 60214 - 34,8 25,3 43 - - - - -15 - 62,9 46,4 78,1 - - - - -16 - 66,7 51,7 84,4 - - - - -17 - 9,8 5,9 11,4 - - - - -18 - 99 59,4 115,4 - - - - -19 2(400 313,9 125,2 337,9 4,85 21,6 318,75 146,8 35020 2(250 336,9 166,6 375,8 5,66 24,1 342,56 191,2 392,321 - 50,5 50,3 71,3 - - - - -22 -- - - - - - -Примечание 1. В вышеприведённой таблице Qм реальн=Qм-Qбi станд.6.6. Выбор способа канализации электроэнергииТак как передаваемые в одном направлении мощности незначительны, то для канализации электроэнергии будем применять КЛЭП.Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями [2] с учётом нормальных и послеаварийных режимов работы электросети и перегрузочной способности КЛЭП различной конструкции. Кабели будем прокладывать в земле, время перегрузки принимаем равным 5 часам. Допускаемая в течение 5 суток на время ликвидации аварии перегрузка для КЛЭП с бумажной изоляцией составляет 30% [2]. План канализации электроэнергии был намечен ранее и представлен на рисунке 7.Кабель выбирается по следующим условиям:1) по номинальному напряжению;2) по току номинального режима;3) по экономическому сечению.Кабель проверяется по следующим условиям:1) по току послеаварийного режима;2) по потерям напряжения;3) на термическую стойкость к токам короткого замыкания. Выберем кабель от ГПП до ТП 6.Максимальная активная мощность: Рm=PТП6+РСП7=151+52,1=203,1 кВт,Максимальная реактивная мощность: QM=QТП6 +QСП7 =107.4+38=145.4 квар,кВА.Расчётный ток кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:Расчётный ток послеаварийного режима: 1рпар=2-1рнр=2·11,5=23 А.где экономическая плотность тока jЭ для.кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при числе часов использования'максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmах =4790 ч) согласно [2] равна 1,4 А/мм2.Предварительно принимаем кабель марки ААШв сечением 10 мм2 с допустимым током Iдоп =60А. Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:IДОП РЕАЛ=К1·К2·К3·IДОПгдеК1 — поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловое сопротивление земли, для нормальной почвы и песка влажностью 7-9%, для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [2] Ki=l,0;К2 — поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее из [2];К3 — поправочный коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку кабелей на период ликвидации послеаварийного режима, для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки 0,6 и длительности максимума перегрузки 5 часов согласно [2] кз=1,3.. IДОП РЕАЛ=К1·К2·К3·IДОП=1·1·1,3·60=78А.Проверку на термическую стойкость и по потерям напряжения проводить не будем, так как не известны ток короткого замыкания и допустимые потери напряжения. Выбор остальных кабелей сведён в таблицу 12.Таблица 12. Выбор КЛЭП U=6 кВНаименованиеКЛЭП Smax,кВА. Iрнр,А Iрпар,А FЭК,мм2 К1 К2 К3 Iднр,А Iдпар,А Количество, марка и сечение кабеляГПП-ТП1 1997,5 96 192,2 68 1 0,87 1,3 225 254 2 ААШв-6-3(95ТП1-СП8 152,8 220 ----- --- 1 1 1.3 240ААШв-0,4-3(95+1(35ГПП-ТП2 1522 73,3 146,6 52,3 1 0,92 1,3 155 185,4 2ААШв-6-3(50ГПП-ТП3 1160,5 55,9 111,8 40 1 0,87 1,3 125 141,4 2ААШв-6-3(25ТП3-СП16 210,9 152 304,7 108,8 1 1 1,3 305 -- ААШв-0,4-3(150+1(70СП16-СП17 126,9 91,7 -- --- 1 1 ----- 200ААШв-0,4-3(70+1(25СП17-СП18 115,5 83,4 --- ---- 1 1 --- 200 - ААШв-0,4-3(70+1(25ГПП-ТП4 1032,7 49,6 --- --- 1 1 -- 105 -- 2ААШв-6-3(25ТП4-ТП5 458,1 22 44 15,7 1 0,92 1,3 60 71,8 2ААШв-6-3(10ГПП-ТП 247,2 11,5 23 8,6 1 1 1,3 60 78 ААШв-6-3(10ТП6-СП7 64 931 1115ААШв-0,4-3(25+1(10ГПП-РП1 4240 204 408 145 1 1 1,3 225 295 2(2ААШв-6-3(95РП1-ТП7 915,4 44 88 31,5 1 0,87 1,3 105 118 2ААШв-6-3(25РП1-ТП8 947 45 91 32,5 1 0,92 1,3 105 125,6 2ААШв-6-3(25РП1-ТП11 651 31,3 62 22 1 1 1,3 80 104 2ААШв-6-3(16ТП11-СП9 237 3421 1345ААШв-0,4-3(185+1(95ТП11-СП21 71,3 1031 1115ААШв-0,4-3(25+1(10ГПП-РП2 3900 187,8 375 134 1 0,92 1,3 390 466,4 2ААШв-6-3(240РП2-ТП9 356 17,2 34,3 12,6 1 1 1,3 60 78 2ААШв-6-3(10РП2-ТП10 717,2 34,5 69 24,7 1 0,87 1,3 80 90,48 2ААШв-6-3(16ТП10-СП14 121,2 1751 1206ААШв-0,4-3(70+1(25СП14-СП15 78,2 112,91 1115ААШв-04-3(25+1(10РП2-ТП12 392,3 18,9 37,8 13,5 1 1 1,3 60 78 2ААШв-6-3(10ГПП-цех№1 385 421 1602ААШв-6-3(10ГПП-цех№3 500 601 1602ААШв-6-3(10РП1-цех№10 600 64,21 1802ААШв-6-3(16РП1-цех№11 600 64,21 1802ААШв-6-3(16РП2-цех№22 935 901 11052ААШв-6-3(25Примечание 1. Согласно [2] сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1000 В при числе часов использования максимума нагрузки 4000—5000 проверке по экономической плотности тока не подлежат.Выбор кабелей для потребителей напряжением 6кВ.Из [8] выбираем стандартный ЭД: СДН2-17-26У3, со следующими параметрами Р„=315 кВт, SH=385 кВА, UH=6 кВ, ?=91%, cos?=-0,9. Для остальных цехов выбранные стандартные ЭД представлены в таблице 13.Выбираем кабель марки ААШв сечением 25 мм2 с IДОП=105 А.Расчётный ток нормального режима для АД цеха№3 определяется по выражению:Выбираем кабель марки ААШв сечением 50мм2, с током Iдоп=155А.Для литейных цехов (цех №10 и №11) расчётный ток нормального режима для потребителей 6 кВ будет равен:Для цеха №22 выбираем стандартный ЭД : СТД -800 -23УХЛ4, со сведущими параметрами: PНОМ=800 кВт, SНОМ=935кВА, ?=96%, UH=6кВ, cos. -0,9.Выбираем кабель марки ААШв сечением 25мм2.Таблица 13 Каталожные данные ЭД 6кВ.№ цехатип двигателяSH, кВАРн,кВтCOS ф?, %1 СДН2-17-26УЗ 385 315 -0,9 913ДАЗО4-450Х-6У1500 0,85 94,47. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯТоки КЗ рассчитываются на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ (К-1), на секциях шин 6 кВ ППЭ (К-2), на шинах 0,4 кВ ТП4 (К-3). Исходная схема для расчёта токов КЗ представлена на рисунке 9, а схемы замещения — на рисунке 10 для расчёта токов КЗ выше 1000 В, на рисунке 11 для расчёта токов КЗ ниже 1000 В.Расчёт токов КЗ в точке К-1- К-4 проводим в относительных единицах. Для точки К-5 расчёт будем проводить в именованных единицах без учёта системы, так как система большой мощности, и её можно считать источником питания с неизменной эдс, и нулевым внутренним сопротивлением. Для точки К-2, К-3 и К-4 будем учитывать подпитку от электродвигателей.7.1. Расчёт тока КЗ в точке К-1За базисную мощность примем мощность системы: Sб= Sc=1500 MBA. Базисное напряжение: Uб1=115 кВ.Параметры схемы замещения:Хс=0,6 о.е. согласно исходных данных;где Хо=0,444 — удельное сопротивление ВЛЭП, Ом/км;L — длина ВЛЭП, км.Сопротивление петли КЗ в точке К-1:XK-1=XС+XВЛ=0,6+0,241=0,841 о.еПериодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-1:Периодическая составляющая тока двухфазного КЗ в точке К-1:Постоянная времени цепи КЗ Та=0,05 с, ударный коэффициент куд=1,8 [3]Ударный ток в точке К-1:7. 2. Расчёт тока КЗ в точке К-2Базисное напряжение: Uб2=6,3 кВ.Сопротивление трансформатора ТРДН-10000/1 10:Сопротивление петли КЗ в точке К-2:XK-2=XK-1+XT=0,841+15,75=16,59 о.е.Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2:Учтём подпитку от двигателей.Сопротивление СД, расположенного в цехе №1:где Х"d=0,2 — сверхпереходное сопротивление двигателя согласно [3], о.е. Сопротивление КЛЭП, питающей СД цеха №1:Cуммарное сопротивление СД и КЛЭП:.Ток подпитки от двигателя:Сопротивление от двигателя расположенного в цехе №3:Сопративление КЛЭП питающего АД:Ток подпитки от двигателя:Сопротивление СД цеха №22:Суммарное сопротивление КЛЭП питающего СД :Сопротивление КЛЭП питающего РП-2, сечением F=240 мм2:сопротивление КЛЭП питающего СД , сечением F=25 мм 2 :Суммарное сопротивление КЛЭП и СД:Ток подпитки от СД:Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-2 с учётом подпитки от ЭД:;двух фазный ток КЗ в точке К-2:;Постоянная времени цепи КЗ Та=0,12с, ударный коэффициент куд=1,92 [3].Ударный ток в точке К-2:.7.3. Расчёт тока КЗ в точке К-3Расчёт тока КЗ в точке К-3 с учётом подпитки от электродвигателей.Сопротивление КЛЭП ГПП-РП1:,,суммарное спротивление до точки К-3:Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-3.Периодическая составляющая тока КЗв точке К-3 с учётом подпитки от ЭД :Двухфазный ток КЗ в точке К-3:.Расчёт токов КЗ в точке К-4 с учётом подпитки от ЭД.Сопротивление КЛЭП ГПП-РП2 : Х=2,8 о.е, r=5,2 о.е.Суммарное сопротивление до точки К-4:Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-4:;Периодическая составляющая тока КЗ в точке К-4 с учётом подпитки от ЭД:...Расчёт тока КЗ в точке К-5Расчёт тока КЗ в точке К-5 проведём в именованных еденицах.Определим параметры схемы замещения.Сопротивление трансформатора ТМЗ-400: Rт=5,5Ом; Xт=17,1Ом.Расчётный ток :где : Кзпар–загрузка трансформатора в послеаврийном режиме..Выбираем трансформаторы тока типа ТШЛП –10 У3 с nт=1000/5.Сопротивление трансформаторов тока: Rта=0,05 мОм; Xта=0,07 мОм [3]..Выбираем автомат типа АВМ 10Н, Uн=0,38Кв, Iн=1000А, Iн.откл=20кА.Сопротивление автомата RА=0,25мОм, XА=0,1мОм [3].Переходное сопротивление автомата Rк=0,08мОм [3].Сопротивления алюминиевых шин 60х6 с Iдоп=870А, l=3м, аср=60мм,Rш=R0·l=0,034·3=0,102мОм, Xш=X0·l=0.016·3=0.048 мОм.R'?=RT+RTA+RA+RK+RШ=5,5+0,25+0,05+0,08+0,102=5,982 мОм;X?=XТ+XТА+XА+XШ=17,1+0,07+0,1+0,048=17,31мОм.Сопротивление цепи КЗ без учёта сопротивления дуги:;где Uд=Eд·lдгде Ед– напряжённость в стволе дуги , В/мм;lд– длина дуги, мм;Iк0–ток КЗ в месте повреждения, рассчитанный без учёта дуги, кА.При Iк0>1000А Ед=1,6 В/м.

Длина дуги определяется в зависимости от расстояния ’а’ между фазами
проводников в месте КЗ.

Из [3] для КТП с трансформаторами мощностью 400 кВА а=60 мм.

>1000А, следовательно ЕД=1,6 В/мм.

Суммарное активное сопротивление будет равно:

;

Переодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-5:

;

.

Результаты рассчётов токов КЗ сведены в таблицу 14

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:

(8.1.2)

и будет определено позже;

расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по
апериодической составляющей полного тока КЗ:

(8.1.3)

расчётный импульс квадратичного тока КЗ:

(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;

;

Расчётные данные выбранного выключателя:

(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

16,34 35,25 –

Вк < IT2'·tT8.73 кА2·с1200 кА2·с3969 кА2·с8.2. Выбор аппаратов напряжением 6 кВВыберем 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: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=9,91кАрасчётное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляю-кА;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: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: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: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(проверки) Данные сети22,5кА 53,46кА 22,5кА 33,94кАВк < IT2'·tT17,67кА2·с 3969 кА2·с 17,67 кА2·с 1600 кА2·сВыберем 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.Рисунок 12. Схема соединения приборовТрансформаторы 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

Количество

Мощность фаз, ВА

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 СА4У-И672М

1

2,5

2,5

Счетчик реактивной мощности СР4У-И673М

2

2,5

2,5

Итого:

6

9

8,5

Наиболее нагруженной является фаза А. Общее проводов сопротивление
приборов:

(8.2.1) где Sприб — мощность приборов, ВА;

I2ном — вторичный ток трансформатора тока, А.

Ом

Допустимое сопротивление:

rпров=z2н-rпиб -rконт=1,2-0,36-0,1=0,74Ом.

р=О,0286 — удельное сопротивление проводов согласно [3], Ом/м;

lрасч=50 — расчётная длина проводов согласно [3], м.

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

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 данные

Каталожные данные

U сети — U ном

6кВ

10 кВ

Ip Fрасч=1193,9 Н, то изоляторы проходят по допустимой нагрузке.

Выберем проходные изоляторы на ПГВ.

Проходные изоляторы выбираются по номинальному напряжению, номинальному
току и проверяются на механическую прочность.

Расчётный ток 1Р= 1360 А. был определён ранее в пункте 8.2.

Расчётное усилие на изгиб:

(8.2.11)

Н.

Из [8] выбираем проходные изоляторы, ИП-ДО/1600-1250УХЛ1 со следующими
каталожными данными: UHOM=10 кВ; Iном=1600 A; Fpaзp=1250 H.

Допустимая нагрузка: Fдоп=0,6·Fразр=0,6-1250=750 Н.

Так как Fдоп=750 Н > Fрасч=596,9 Н, то изоляторы проходят по допустимой
нагрузке.

Выберем выключатель нагрузки. Условия его выбора:

1. по номинальному напряжению;

2. по номинальному длительному току.

Условия проверки выбранного выключателя нагрузки:

1. проверка на отключающую способность;

2. проверка на электродинамическую стойкость:

2.1. по предельному периодическому току;

2.2. по ударному току КЗ;

3. проверка на термическую стойкость (если требуется).

Согласно [2] по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяются:

1. аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями с
вставками на номинальный ток до 60 А — по электродинамической стойкости;

2. аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями
независимо от их номинального тока и типа, — по термической стойкости.

Проверку на включающую способность делать нет необходимости, так как
имеется последовательно включенный предохранитель.

Расчётные данные сети:

Расчётный ток послеаварийного режима IР= 94,6 А был определён ранее при
выборе выключателя на отходящей линии;

Действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ
1по=9,91 кА было рассчитано ранее в пункте 7.2.;

Для КТП-400 тип коммутационного аппарата на стороне 6(10) кВ согласно
[8] — выключатель нагрузки типа ВН-11.

Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем
выключатель нагрузки ВВЭ-10-20-630-УЗ со следующими параметрами:
Uном=10кВ; Iном=630 А; Iн,откл =20 кА, inр.скв =52кА; Iпр.скв=20кА;
IТ=20кА; tT=3с. 1п0=9,91 кА < I пр.скв=20 кА;iyд=26,6 кА < iпр скв =52 кА;Iр =94,6А 2, что удовлетворяет условиям.

Определим чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда
имеется торможение. Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке реле:

Вторичный ток, подводимый к тормозной обмотке:

Рабочая МДС реле:

(10.2.9)
Fраб=70.5·7=493.5А. Тормозная МДС рле:

FТОР=IТОР·WТОР,
(10.2.10)

FТОР=2,1·7=14,7 A.

По характеристике срабатывания реле, приведённой в [10], графически
определяем рабочую МДС срабатывания реле: Fc.p=100 A. Тогда коэффициент
чувствительности:

(10.2.11)

>1,5;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.

(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;

Ток срабатывания защиты МТЗ-2 на стороне ВН:

(10.3.2)

Ток срабатывания реле на стороне ВН:

(10.3.4)

Коэффициент чувствительности МТЗ-2

(10.3.5)

Ток срабатывания реле МТЗ на стороне НН:

(10.3.6)

Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне:

(10.3.7)

Условие чувствительности выполняется.

Коэффициент чувствительности защиты в резервной зоне:

,

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:

(10.5.1)

где kотс=1,05, для реле РТ-40.

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

ток срабатывания реле равен:

(10.5.2)

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.

, но не более 10 Ом. Из двух сопротивлений выбираем наименьшее, то есть
R, < 0,5 Ом.Определим необходимое сопротивление искусственного заземлителя Rи. Так как данных о естественных заземлителях нет, то Rи=Rз=0,5 Ом.Выберем форму и размеры электродов, из которых будет сооружаться групповой заземлитель. В качестве вертикальных электродов выбираем прутки диной 5 м диаметром 14 мм. Эти заземлители наиболее устойчивы к коррозии и долговечны. Кроме того, их применение приводит к экономии металла. Прутки погружаем в грунт на глубину 0,7 м с помощью электрозаглубителей. В качестве горизонтальных электродов применяем полосовую сталь сечением 4x40 мм. Во избежание нарушения контакта при возможных усадках грунта укладываем её на ребро. Соединение горизонтальных и вертикальных электродов осуществляем сваркой.Размеры подстанции 37x28 метров. Тогда периметр контурного заземлителя равен р=2·(37-4+28-4)=114 м, а среднее значение расстояния между электродами:(11.1)где nв=60 — предварительное число вертикальных электродов.Отношение а/1= 1,9/5=0,38, тогда из [12] коэффициент использования вертикальных электродов Ки верт=0,29.Определим расчётное удельное сопротивление грунта отдельно для горизонтальных и вертикальных электродов с учётом повышающих коэффициентов Кс, учитывающих высыхание грунта летом и промерзание его зимой.Расчётное удельное сопротивление грунта для вертикальных электродов:?расч.верт=Кс.в·?о (11.2)где Кс.в=1,3 — коэффициент сезонности для вертикальных электродов и климатической зоны 2 согласно [12];?о=40 — удельное сопротивление грунта для глины, Ом-м.Расчётное удельное сопротивление грунта для горизонтальных электродов:?расч.гор=Кс.в·?о (11.3)где Кс.г=3 — коэффициент сезонности для горизонтальных электродов и климатической зоны 2 согласно [12];?расч.верт=1,3·40=52 Ом·м; ?расч.гор=3·40=:120 Ом·м.Определим сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода:(11.4)где 1=5 — длина вертикального электрода, м;d=14-10-3 —диаметр электрода, м;t=3,2 — расстояние от поверхности грунта до середины электрода, м;Определим примерное число вертикальных электродов п„ при предварительно принятом коэффициенте использования вертикальных электродов Ки.верт=0,29:,принимаем nв=80.Определим сопротивление растеканию тока горизонтального электрода:(11.6)где l=114 — длина горизонтального электрода, м;t=3,2 — глубина заложения , м;d3 — эквивалентный диаметр электрода, м; d3=0,5·b=0,5·0,04=0,02 м;Уточнённые значения коэффициентов использования: Ки.верт=0,276;Ки.гор =0,161, тогда уточнённое число вертикальных электродов с учётом проводимости горизонтального электрода:, (11.7), принимаем nву=81.100%= 1,25 %, отличие меньше 10%, следовательно, окончательное число вертикальных электродов — 81.Для выравнивания потенциала на поверхности земли с целью снижения напряжения прикосновения и шагового напряжения на глубине 0,7 м укладываем выравнивающую сетку с размером ячейки 6,6x6 метров. План подстанции с контурным заземлителем представлен на рисункеРисунок 21. Заземление ПГВ68Охрана трудаРаздел 11 Повышенное значение тока и напряжения в электрической цепиДля персонала электрохозяйств важнейшим вопросом охраны труда является электробезопасность представляющая собой систему организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества (ГОСТ 12.1.009-76 ССБТ).К числу опасных и вредных факторов ГОСТ 12.01.003-74 ССБТ относятся повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека, повышенный уровень статического электричества, электромагнитных излучений, повышенную напряжённость электрического и магнитного полей. Электрический ток и электрическая дуга могут вызвать повреждение организма-электротравму.Возникновение электрической цепи через тело человека возможно в случаях:а) однофазного прикосновения неизолированного от земли человека к одной фазе электроустановки, находящейся под напряжением;б) двухфазного прикосновения человека к двум фазам электроустановки, находящейся под напряжением;в) приближение на опасное расстояние человека к неизолированным токоведущим частям электроустановки, находящейся под напряжением, в результате искрового разряда через человека;г) прикосновение человека неизолированного от земли к металлическим корпусам электрооборудования оказавшегося под напряжением;д.) включение человека, находящегося в зоне растекания тока замыкания на землю, на “Напряжение шага’’.е.) воздействие атмосферного электричества при грозовых разрядах.ж.) прикосновения к накопителям электрической энергии отключенным от питающей сети (БСК, кабельные или воздушные линии, дугогасящие катушки.Электрический ток в теле человека обуславливает преобразование поглощённой организмом электрической энергии в другие виды и производит термическое, электролитическое, механическое и биологическое дейсвие.Наиболее опасным видом электротравмы является электрический удар–поражение организма, при котором наблюдаются явления паралича мышц опорно-двигатетельного аппарата, мышц грудной клетки, мышц желудочков сердца.Различают три ступени воздействия тока при прохождении через организм человека : ощутимый ток –вызывающий ощутимые раздражения; неотпускающий ток–вызывающий непреодолимые судорожные сокращения мышцруки в которой зажат проводник; фибриляционный ток –вызывающий фибриляцию сердца.Их наименьшие значения называются пороговыми. Так на пример переменный ток промышленной частоты 50Гц имеет пороговые значения: 2мА –ощутимый, 10–15мА –неотпускающий; 100мА– фибриляционный. Ток более 5А вызывает паралич сердца, удушье и тяжёлый ожёг. Основными критериями электробезопасности в промышленных установках являются:;;допустимый ток Iчел.доп, равный или меньший 0,3мА при времени воздействия не более 10минут в сутки, при нормальном режиме работы электроустановки нормируется также напряжение прикосновения В, напряжение между двумя точками цепи тока которых одновременно касается человек:при t?1c; Uпр.доп?36 В при t?1с.2. Повышенный уровень электромагнитных излученийВ технологии ряда производств используют высокочастотные электромагнитные поля (ЭМП), в частности для быстрого разогрева различных материалов при их термической обработке.В процессе эксплуатации промышленных термических ВЧ установок не исключены частичные утечки электромагнитной энергии в ближайшее пространство, а следовательно, есть опасность воздействия на людей.Воздействие на живую ткань организма, ЭМП вызывает переменную поляризацию молекул и атомов, составляющих клетки, в результате чего происходит опасный их нагрев. Избыточная теплота может нанести вред отдельным органам и всему организму человека. Особенно вреден перегрев таких органов как глаза, мозг, почки и т.д. Возможны также нарушение функций сердечно-сосудистой и нервной системы. Электромагнитные излучения в зависимости от частоты колебаний подразделяются на несколько диапазонов. К диапазону низких частот относятся ЭМП промышленной частоты (50 Гц), которые заметно проявляются в электроустановках сверхвысоких напряжений, более 400кВ–на линиях электропередач, в распределительных устройствах электростанций. Их воздействие оценивается значением электрической составляющей, оказывающей влияние главным образом на нервную систему человека.Область распространения ЭМП от источника его излучения условно разделяют на три зоны. Ближняя (зона индукции) имеет радиус от излучателя, равного примерно 1/6 длины волны. Дальняя зона начинается с расстояния от излучателя равного примерно шести длинам волны, между ними находится промежуточная зона. В ближней и промежуточной зоне волна ещё не сформировалась, по этому интенсивность поля оценивается по электрической напряжённости поля (В/м) и магнитной составляющей (А/м).В дальней волновой зоне поле оценивается не по напряжённостям, а по плотности потока энергии.Степень вредного действия ЭМП зависит от диапазона его частоты, интенсивности поля, продолжительности облучения, характера излучения (непрерывное или модулированное), режима облучения, размеров облучаемой поверхности тела и индивидуальных особенностей человека.Нормируемыми параметрами ЭМП в диапазоне частот от 60кГц до 300МГц согласно ГОСТ 12.1.006-84 ССБТ являются напряжённости Е и Н, поскольку практически человек находится в зоне индукции в которой преобладает электрическая и магнитная составляющие поля в зависимости от вида излучателя.Предельно допустимая напряжённость ЭМП на рабочем месте не должна превышать в течении рабочего дня следующих значений (табл. 1):По электрической составляющей По магнитной составляющейf,МГц 0,06-3 3-30 30-50 50-300 f,МГц 0,06-15 30-50Е,В/м 50 20 10 5 Н,А/м 5 0,3В диапазоне более высоких частот от 300МГц до 300ГГц предельно допустимая плотность потока энергии (ППЭ) с учётом времени работы не должна превышать 200мкВт?ч/см2.Для электроустановок промышленной частоты сверхвысокого напряжения (400кВ и выше) облучение электрическим полем регламентируется ГОСТ 12.1.002–84 ССБТ. По значению напряжённости электрического поля Е и продолжительности пребывания в нём человека в течении суток.3 Повышенный уровень шума на рабочем местеШум представляет собой беспорядочное сочетание звуков различной частоты и интенсивности неблагоприятно действующих на организм человека. Источниками производственного шума могут быть различные механизмы, машины и транспортные средства (механический шум), электрические машины и аппараты (электромагнитный шум), вентиляционные системы и двигатели внутреннего сгорания (аэродинамический шум). Длительное воздействие шума неблагоприятно для человека, так как снижается острота зрения и слуха, повышается кровяное давление, снижается внимание. Особенно вредно шум влияет на нервную и сердечно-сосудистую системы.Степень воздействия шума на слуховой аппарат человека зависит не только от интенсивности и звукового давления, но и от частоты и характера изменения звука во времени. Диапазон слышимых звуков очень большой–от минимальных значений едва различимых слуховым аппаратом (порог слышимости), до максимальных, вызывающих болевое ощущение (болевой порог). При измерениях и оценке шума на рабочих местах оперируют уровнями звукового давления, поскольку орган слуха чувствителен не к интенсивности звука, а к среднеквадратичному значению звукового давления. Шум на рабочих местах различных металлообрабатывающих станков достигает звукового давления около 2?10-1Па, и, следовательно, его уровень составляет 80дБ.Субъективное ощущение человеком воздействия шума зависит не только от уровня звукового давления, но и от частоты.Нормирование и контроль шума необходимо осуществлять с учётом его частотной характеристики.При нормировании звукового давления на рабочих местах частотный спектр шума разбивают на девять частотных полос.Нормируемой характеристикой постоянного шума являются уровни звуковых давлений в октавных полосах (табл. 2)Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со .среднегеометрическими частотами, Гц Уровни звука и эквивалентные уровни звука дБ?А без частотного анализа31,5 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 ––––107 95 87 82 75 73 71 6980Согласно ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ по характеру частотного спектра шумы следует разделять на широкополосные и тональные. Широкополосный шум характеризуется непрерывным частотным спектром состоящим из отдельных тонов (шум от нагруженного трансформатора) шириной более одной октавы.Тональный шум характеризуется наличием в спектре ярко выраженных слышимых отдельных тонов (шум от работающей дисковой пилы или характерный звук асинхронного двигателя работающего в режиме обрыва одной фазы в цепи питания).Измерение уровня шума производят шумом ерами. Широко применяются отечественные шумом еры типа ИШВ–1, с помощью которых можно измерять уровни звуковых давлений от30 до 130дБ при частотах от 10 до 12500Гц.Раздел 21.Защита от повышенного уровня электромагнитных полейНа практике основной коллективной мерой защиты от воздействия ЭМП служат различные металлические экраны отражающие электромагнитные волны или поглощающие энергию ЭМП.В качестве индивидуальных средств защиты работающих применяют комбинезоны, халаты из металлизированной ткани, которые действуют как экраны. Для защиты глаз служат специальные очки марки ЗП5-90, стёкла этих очков покрыты окисью олова, слой которого значительно ослабляет электромагнитное поле.2.Борьба с повышенным уровнем шумаСнижение шума в условиях производства осуществляется главным образом применением малошумного оборудования. Согласно ГОСТ 12.1.029-80 ССБТ средства и методы защиты от шума могут быть коллективные и индивидуальные. Коллективными методами снижается шум в самом источнике его возникновения и на пути его распространения.В качестве средств индивидуальной защиты от шума рекомендуется использовать специальные наушники, вкладыши в ушную раковину и противошумные каски.Раздел 3Расчёт заземления ГПП представлен в пояснительной записке ранее.Раздел 4Противопожарные меры при эксплуатации электроустановокОсновными причинами возникновения пожаров на объектах электрохозяйств является нарушение инструкций и ПТЭ электроустановок потребителей, а именно недопустимые перегревы обмоток и магнитопроводов электрических машин и трансформаторов в следствии их длительных перегрузок, которые могут привести к загоранию изоляции, перегрузки проводов и кабелей электрических сетей.Учитывая факторы пожарной опасности электроустановок ПУЭ и ПТЭ рекомендуют допустимые температуры нагрева частей электрических машин и аппаратов, проводников и контактов, масла в маслонаполненных аппаратах и других частей ЭО. Например для волокнистых материалов не пропитанных маслом и не погруженных в масло предельная допустимая температура нагрева не должна превышать 90° С а эти же материалы погруженные в жидкий изоляционный материал допускают температуру нагрева 105° С.Для контроля температуры открытых токоведущих жил используют специальные термоплёнки, которые при нагревании изменяют цвет. Температуру масла в силовых трансформаторах контролируют термометром опущенном в футляре в верхней части бака. Согласно ПТЭ температура масла в баке не должна превышать 95° С и не должна превышать температуру окружающей среды более чем на 60° С.Маслонаполненные силовые трансформаторы содержащие большое количество горючего минерального масла представляют собой большую пожарную опасность в случае разрыва бака и вытекания горящего масла. При аварии чтобы уменьшить опасность распространения пожара при такой аварии, при монтаже трансформатора сооружается под ним масло приёмная бетонированная яма, в которую спускают горящее масло. Яма покрывается стальной решёткой, по верх которой насыпают слой гравия.Мощные масляные трансформаторы оборудуются специальным газовым реле, которое срабатывает в случаях утечки из бака трансформатора масла и недопустимого понижения его уровня, а также в случае когда в результате межвитковых замыканий в обмотке в следствии разложения масла выделяются газы заполняющие резервуар реле, от чего оно срабатывает на сигнал или на отключение.Помещение комплектной трансформаторной подстанции по категории производства и степени огнестойкости является В-II по НПБ–105-95.ЗаключениеСпроектированная система электроснабжения автомобильного завода имеет следующую структуру. Предприятие получает питание от энергосистемы по двухцепной воздушной линии электропередач длиной 4,8 км напряжением 110 кВ. В качестве пункта приёма электроэнергии используется двухтрансформаторная ГПП с трансформаторами мощностью 10000 кВА. Вся электроэнергия распределяется на напряжении 6 кВ по кабельным линиям.В результате проделанной работы были определены следующие параметры электроснабжения. Расчётные нагрузки цехов определены по методу коэффициента спроса и статистическим методом. В качестве расчётной нагрузки по заводу в целом приняли нагрузку, определённую методом коэффициента спроса SM=14824,7 кВА. Была построена картограмма электрических нагрузок, по которой было определено место расположения пункта приёма электроэнергии. ГПП был сдвинут к источнику питания. На основании технико-экономического расчёта было выбрано устройство высокого напряжения типа «выключатель». Были выбраны силовые трансформаторы типа ТДН-10000/110. Питающие линии марки АС-70, которые прокладываются на железобетонных опорах. Вследствие большого процентного содержания нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия, без ТЭР было выбрано рациональное напряжения распределения электроэнергии 6 кВ. На территории завода расположены 18 КТП с расстановкой БСК. Питание цехов осуществляется кабельными линиями, проложенными в земле. Для выбора элементов схемы электроснабжения был проведён расчёт токов короткого замыкания в трёх точках. На основании этих данных были выбраны аппараты на сторонах 110 кВ, 6 кВ и 0,4 кВ, а также проведена проверка КЛЭП на термическую стойкость. Был произведён расчёт продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов ПГВ. Был рассмотрен расчёт заземляющего устройства ПГВ.В целом предложенная схема электроснабжения отвечает требованиям безопасности, надёжности, экономичности.ВВЕДЕНИЕОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА1.1. Исходные данные на проектирование1.2. Технологический процесс2. ОПРЕДЕЛЕНИЕРАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК2.1. Метод коэффициента спроса2.2. Статистический метод3. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК5. ВЫБОР СИСТЕМЫ ПИТАНИЯ5.1. Выбор устройства высшего напряжения ППЭ5.2. Выбор трансформаторов ППЭ5.3. Выбор ВЛЭП6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ6.1. Выбор рационального напряжения системы распределения6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения6.3. Размещение БСК в электрической сети предприятия6.4. Выбор числа и мощности трансформаторных цеховых ТП6.5. Расчет потерь в трансформаторах цеховых КТП6.6. Выбор способа канализации электроэнергии7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ7.1. Расчет тока КЗ в точке К-17.2. Расчет тока КЗ в точке К-27.3. Расчет тока КЗ в точке К-37.4. Расчет тока КЗ в точке К-47.5. Расчет тока КЗ в точке К-58. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ8.1. Выбор аппаратов напряжением 110кВ8.2. Выбор аппаратов напряжением 6 кВ8.3. Выбор аппаратов напряжением 0,4кВ9. ПРОВЕРКА КЛЭП НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ10. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ10.1. Защита от поврежедний внутри кожуха и от понижения уровня масла10.2. Защита от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора10.3. Защита от токов внешних многофазовых КЗ10.4. Защита от токов перегрузки11. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА12. ОХРАНА ТРУДАЗАКЛЮЧЕНИЕЛИТЕРАТУРАСкрапоразделочнаяметаллоломЛитейныйцех №11Литейныйцех №10КузнечныйцехЦехтопливнойаппарату-рыСклад №7КузовнойцехЦветнойметаллжелезочугунковкий чугунблокисиловыхагрегатовЦех главного конвейера(основная сборка)МоторныйцехОмГТУ гр-Ээу-537ЛистовЛит.Элекроснабжение автомобильного завода...БеспаловУтвердилМальгинН.контрольКириченкоРук.проектПлотниковРазработ.ДП-0,41-181300-110-ПЗЛистДатаПодпись№ докум.ЛистИзм.

Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter

Похожие документы
Обсуждение

Оставить комментарий

avatar
  Подписаться  
Уведомление о
Заказать реферат
UkrReferat.com. Всі права захищені. 2000-2019