Размещено на http://www.allbest.ru/

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



ІІ. Генеральный план завода

2.1 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:

(2.1.1)

где: 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:



где : F- освещаемая площадь, ; д- удельная плотность осветительной нагрузки, Вт/м²; К_СО- коэффициент спроса осветительной нагрузки; tgц- коэффициент мощности осветительной нагрузки.

Для освещения складов, гаража, заводоуправления, проходной и лаборатории используем люминесцентные лампы с cosц=0.9 (tgц=0.48), для остальных цехов и территории предприятия используются лампы накаливания с cosц=1 (tgц=0) и дугоразрядные лампы (ДРЛ) с cosц=0.5 и (tgц=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:

Для цеха №1 кВт,

квар.

Дальнейший расчёт нагрузок по цехам приведён таблице№ 2

Таблица№2

№	Наименование Цехов	Рн	cosц tgц	Кс	Рм кВт	Qм квар	F, м2	д,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 д_тер=1 Вт/м²,

коэффициент спроса осветительной нагрузки К_{со 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 К_рм, 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 tgц_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):

2.2 Статистический метод

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

(2.2.1)

где: Р_ср-среднее значение нагрузки за интервал времени, кВт;

в-принятая кратность меры рассеяния;

д-среднеквадратичное отклонение, кВт;

Согласно исходных данных в=2,5.

Среднеквадратичное отклонение определяем по выражению:

(2.2.2)

где: Dp-дисперсия.

Дисперсия находится по формуле:

Dp=Р_ср.кв² -Р_ср² , (2.2.3)

где: Р_ср-среднее значение мощности за интервал времени, определяемое по формуле:

(2.2.4)

где: Дt-интервал времени;

Р_i-значение мощности на этом интервале;

Р_ср.кв-среднеквадратичная мощность, определяемая по выражению:

(2.2.5)

Р_ср и Р_ср.кв определяются с помощью графиков нагрузок.

Р_СР,КВ=11053 кВт.

Тогда дисперсия Dp=Р_СР.КВ² - Р_СР²=122171177,2-9703² =28022968,18 кВт, а среднеквадратичное отклонение 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)

T_MAX=4790 ч.



3. 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 p_{m i}-- активная нагрузка i-того цеха;

X_i, Y_i -- 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 X_i.j, Y_i.j и их площади F_{i . j};

3. находится активная мощность, приходящаяся на единицу площади этого цеха

4. определяется активная мощность, размещенная в каждой из прямоугольных частей рассматриваемого цеха Р_{м 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: X_10.1=3,8; Y_10.1=4,6; X_10.2=3,1; Y_10.2=4; X_10.3=3,6; Y_10.3=4; X_10.4=4,1; Y_10.4=4; F_10.1=2484 м²; F_10.2=1426 м²; F_10.3=1426 м²; F_10.4=1426 м²;

3. удельная активная мощность цеха №10:

4. P_м10.1=Р_м10^уд ·F_10.1=231,4·2484=754,798 кВт; Р_М10.2=231,4·1426=329,976 кВт; Р_M10.3=231,4· 1462=329,976 кВт; Р_10,4=231,4·1462=329б976 кВт;

5.

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):



4. 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.

4.1 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

З_i=Ен·К_i+И_i+У_i, (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 К_раз=4600 руб. согласно [8];

стоимость монтажа и материалов 1 км контрольного кабеля в траншее с алюминиевыми жилами сечением 10x2,5 мм² K_кк=11300 руб.

Суммарные капиталовложения:

К₁= К_раз+К_кк= 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:

л_а=л_ВС+л_ЛЭП+л_РАЗ+л_КК+л_ТР;

л_а=л_ВС+л_ЛЭП+л_РАЗ+л_КК+л_ТР0,6+0,033+0,008+0,01=0,345 1/год

где лвс=0,06 -- параметр потока отказов выключателя системы в соответствии с [3], 1/год;

ллэп=0,033 -- параметр потока отказов воздушной линии напряжением 110 кВ длиной 4,8 км с учётом данных из [3], 1/год;

лраз=0,008 -- параметр потока отказов разъединителя в соответствии с [3], 1/год;

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

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

1. Среднее время восстановления после отказа одной линии:

, (5.1.4)

где л_i -- параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения, 1/год;

Т_вi; -- среднее время восстановления элемента после отказа, лет.

Согласно данным [3] Т_в._вс=2,3·10 ^-3 лет, T_B,ЛЭП=0,027·10^-3 лет, Т_В,РАЗ=1,7·10^-3 лет, Т_в._кк=30·10^-3 лет, Т_ВТР=45·10'³лет, тогда:

лет.

Коэффициент планового простоя одной линии:

К_П=1,2·К_Пi.max, (5.1.5)

где К_Пi.max -- максимальный коэффициент планового простоя, о.е.,

К_п=1,2·7,7·10^-3=9,24·10-³ о.е.

4. Коэффициент аварийного простоя одной линии:

К_а=л_а·Т_в (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:

К_2а,1п=0,5·л_2а·(К_1п)², при К_1п?Т_2в; (5.1.7)

К_2а,1п=К_2а·(К_1п-0,5·Т_1в), при К_1п?Т_2в; (5.1.8)

К_2а,1п=0,5·0,345·(9,24·10^-3)² =1,473·10^-5 о.е.

6. Коэффициент аварийного простоя двух линий:

К_а⁽²⁾ = К_а² + 2·К_{а, п,} (5.1.9)

К_а⁽²⁾ =(7,622·10^-3 )² +2·1,473·10 ^-5=8,756·10 ^-5 о.е.

7. Среднегодовое время перерыва электроснабжения:

Т_а=К_а⁽²⁾ · 8760 (5.1.10)

Т_а=8,756·10 -⁵·8760=0,767 ч/год.

8. Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=У'·Дw', (5.1.11)

где У'=7 -- удельная составляющая ущерба от аварийного недоотпуска электроэнергии в соответствии с [3], руб./кВт-ч; Дw',-- 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 К_в=90000 руб. согласно [8];

разъединитель РНДЗ. 2-1 10/1000 У1 Краз=4600 руб. согласно [8].

Суммарные капиталовложения: К₂=К_в+2·К_р=90000+2·4600=99200 руб.

Амортизационные затраты: И₂=руб.

Дальнейший расчёт аналогичен предыдущему и проведён с использованием формул (5.1.1)-(5.1.12).

л_a=л_вс+л_лэп+2·л_раз+л_в+л_тр=0,06+0,03+2·0,008+0,06+0,01=0,179 1/год;

Т_в=лет;

K_n=l,2·7,7·10 ^-3=9,24·10 ^-3 o.e.;

К_а=0,179·4,15·10^-3 =7,43·10^-4 о.е.;

так как K_{1 n} > Т_2В, то

К_2а,1п= K _2а·(K_1n - 0,5·Т_1в)=7,43·10 -⁴·(9,24·10 ^-3 - 0,5·4,15·10 ^-3)=5,323·10 ^-6 о.е.;

К_а⁽²⁾=(7,43·10^-4)²+2·5,323·10^-6=1,12·10^-5 о,е.

Т_а=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.

Таблица 6. Результаты технико-экономического расчёта в системе питания

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.

4.2 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 Р_ср._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 S_ср.кв<2·S_тр. Проверим их на послеаварийную перегрузку:

коэффициент максимума: К_max=

средневзвешенный cos ц: cosц_ср.вз=-

коэффициент послеаварийной перегрузки:

(5.2.1)

Где P_.j -- мощность, превышающая мощность Р_тр,кВт;

Дtj -- время перегрузки, ч.

=1,36

Рисунок 7. Выбор трансформаторов ППЭ

Так как К'₂=1,36>0,9·К_тах=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] К_2доп=1,4.

К_2доп=1,4 > К₂=1,36, следовательно, трансформаторы ТДН-2\10000 удовлетворяют условиям выбора.

4.3 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 I_доп=84 А.

Экономическое сечение провода:

(5.3.2)

где Iр -- расчётный ток послеаварийного режима, А;

j_Э -- экономическая плотность тока, А/мм².

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

Принимаем провод сечением 70 мм² с допустимым током I_ДОП=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;

D_ср -- среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см. Если U_кр > U_H, 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:

U_кр= 127 кВ > U_H=110 кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки АС сечением F_p=70 мм².

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 V_{н 110}=-5% от номинального, верхняя граница V_{в 110} =+12%. Тогда расчётный диапазон отклонений напряжения на зажимах 110 кВ УВН ППЭ в любом режиме нагрузки d ₁₁₀=V_{B 110} - V_{H 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;

ДU% -- расчётные потери напряжения, %.

Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 70 мм² с допустимым током 1_ДОП=265 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения на ГБП в режиме наибольших (послеаварийных) нагрузок.



5.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].

5.1 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 U_рац=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 S_M -- полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;

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

5642 кВА

Тогда=40%

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

5.2 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 1000 В по формулам:

(6.2.1)

(6.2.2)

(6.2.3)

(6.2.4)

Пример расчёта для цеха №1:

коэффициент максимума: К_м =

средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену:

кВт;

средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:

989 кВт;



средняя полная нагрузка этого цеха: 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
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

5.3 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 Q_Э-- реактивная мощность, предаваемая из энергосистемы в сеть потребителя, квар;

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

Q_a -- мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, квар.

Q_Э+Q_СД=4259,8+1754,08=6049,88квар>Q_А=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 Q_MI-мощность реактивной нагрузки итого узла, квар;

Q_MУ-сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар.

Q_КУ=4893,7 квар; Q_MУ=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.

5.4 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 ЙЙЙ 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

3. Задаёмся максимальной мощностью трансформаторов. Если S_cpi<1500 кВА, то S_max,тр =2500 кВА. Если S_cpi>1500 кВА, то рассчитывается плотность нагрузки: кВА/м². Если 0,3>сi>0,2 кВА/м², то S_MAX.ТР=1600 кВА,если же pi>0,3 кВА/м², то S_max.TР=2500 кВА.

4. Определяется предварительная мощность трансформаторов S_T при условии, что в цехе установлена одна КТП: S_тi = , где в=0,7 при N=2 и в =0,95 при N=1.

5. Определяется число КТП N _ктп и стандартные мощности их тpaнcфopмaтpoв .S_{T CT}- Если S_Ti<S_{max трi}, то N_ктп=1, S_{т ст}?S_Ti, иначе N_ктп=, а

6. Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режиме К_З^НР и в послеаварийном режиме К_З. При этом К₃^тр не должен превышать 1,5;

Рассмотрим расчет для цеха №1:

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

2. 1453,5 кВА

3. 1038,2 кВА;

4. так как S_т1=1038,2 кВА< S_{max тр1}=1600 кВА, то N_ктп=1, S_т1?S_{max т}, S_т.ст=1000кВА

5. ; 1,453.

Расчёт для остальных цехов представлен в таблице 8.

Таблица 8. Выбор числа и мощности БСК и КТП

№ цеха	Рср, кВт	QСР, квар.	QМ, квар.	Qкi, квар.	Qбi станд, квар.	Sср i. кВА.	с, кВА/м2	Число КТП, число и мощность трансформаторов	Кзнр	Кзпар
1	1424,5	989	1196,8	706,8	700	1453,5	----	1КТП21000	0,76	1,45
2	1365,5	1299,2	1299,2	767,3	750	1472	-----	1КТП21000	0,75	1,5
3	647,7	662,9	881,6	520,7	500	667,8	-----	1КТП2630	0,52	1,05
4	448,3	506,9	248	146,5	150	516,7	-----	1КТП2400	0,64	1,29
5	405,6	375	375	221,5	200	441,7	----	1КТП2400	0,55	1,10
6	118,9	151,3	189,1	111,7	100	129,5	----	1КТП1x250	0,708	---
7	39,2	28,6	38	22,4	0	45,1	----	-----	---	---
8	97,4	73,9	92,4	54,6	0	134,2	----	----	---	---
9	141,2	126,6	158,3	93,5	0	189,6	----	----	---	---
10	654	789,8	947,7	559,7	550	696,5	----	1КТП2630	0,55	1,10
11	681,4	836,8	1004,2	593	600	721,4	----	1КТП2630	0,57	1,14
12	245,8	311,2389	389	229,7	240	256	----	1КТП2250	0,51	1,02
13	448,3	473,8	568,6	335,8	350	465	----	1КТП2400	0,65	1,4
14	26,2	19	25,3	15	0	32,4	----	----	----	----
15	47,3	34,8	46,4	27,4	0	58,7	----	----	----	----
16	52,9	41,46	51,7	30,5	0	72,3	----	----	----	----
17	7,4	4,4	5,9	3,5	0	9	----	----	----	----
18	79,2	47,5	59,4	35	0	92,4	----	----	----	----
19	251,1	220,2	275,2	165,5	150	260,7	----	1КТП2400	0,7	1,4
20	280,8	294	406,6	240	240	286	----	1КТП2250	0,57	1,14
21	33,7	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

№ цеха	QБi СТАНД,квар	Тип БСК 3
1	1450	УК2-0,38-50У3
2	1075	УК3-0,38-75У3
3	2250	УКМ-0,4-250-50У3
4	275	УК3-0,38-75У3
5	2100	УК4-0,38-100УЗ
6	250	УК2-0,38-50УЗ
7	-----	-----
8	-----	-----
9	-----	-----
10	4150	УКБ-0,38-150УЗ
11	4150	УКБ-0,38-150УЗ
12.	1240	УКБ-0,415-240ТЗ
13	660	УКЗ-0,415-60ТЗ
14	------	-------
15	------	-------
16	------	-------
17	------	-------
18	------	-------
19	275	УКЗ-0,38-75УЗ
20	1240	УКБ-0,415-240УЗ
21	------	-------

5.5 Расчёт потерь в трансформаторах цеховых КТП

Для данного расчёта необходимы каталожные данные трансформаторов КТП. Они взяты из [3] и представлены в таблицу 10.



Таблица 10. Каталожные данные трансформаторов KТП

Тип трансформатора	uk,%	ДРХ, кВт	ДРK, кВт	Iх, %	ДQX, квар
ТМЗ-250	4,5	0,74	3,7	2,3	5,7
ТМЗ-400	4,5	0,95	5,5	2,1	8,35
ТМЗ-630	5,5	1,31	7,6	1,8	11,26
ТМЗ-1000	5,5	2,45	11	1,4	13,78

Расчёт проводится в следующей последовательности: определяются реактивные потери холостого хода:

(6.5.1)

где I_x -- ток холостого хода, %;

s_ном-- номинальная мощность трансформатора, кВА;

ДР_Х -- активные потери холостого хода, кВт;

рассчитываются активные потери мощности в трансформаторах:

(6.5.2)

где n -- число параллельно работающих трансформаторов, шт.; ДР_К -- активные потери короткого замыкания, кВт;

S_M-- мощность, проходящая через трансформатор, кВА;

находятся реактивные потери мощности в трансформаторах:

(6.5.3)



где uk% -- напряжение короткого замыкания, %.

Расчёт для КТП цеха №1: Q_{M реальн.} - Q_{бiстанд}=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

№ цеха	nSтр	Рм,кВт	Qм реальн,квар	SM, кВА	ДРто,кВт	ДQтр, квар	Рmax,кВт	Qmax, квар	Smax, кВА
1	21000	1724,8	496,8	1794,9	31,8	116,15	1756,6	612,95	1860,7
2	21000	1365,8	549,2	1472	16,8	87,14	1382,6	636,34	1522
3	2630	861,4	381,6	942,1	11,1	61,98	872,5	443,5	978,7
4	2400	560,4	92	568,9	7,46	34,9	567,86	126,9	581,8
5	2400	405,6	175	441,7	5,25	27,6	410,85	202,7	458,1
6	2400	148,6	89	173,2	2,4	18,4	151	107,4	185,2
7	-	52,1	38	64,5	-	-	-	-	-
8	-	121,8	92,4	152,8	-	-	-	-	-
9	-	176,5	158,3	237-	-	-	-	-	-
10	2630	785	397,4	879,8	10	56,3	795	453,7	915,3
11	2630	817	404,2	911,5	10,6	58,8	827,6	463	948,3
12	2250	307,2	149	341,4	5,3	21,9	312,5	170,9	365
13	2400	538	218,6	580,7	7,7	35,6	545,7	254,2	602
14	-	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	2400	313,9	125,2	337,9	4,85	21,6	318,75	146,8	350
20	2250	336,9	166,6	375,8	5,66	24,1	342,56	191,2	392,3
21	-	50,5	50,3	71,3	-	-	-	-	-
22	-		-	-	-	-	-	-	-

Примечание 1. В вышеприведённой таблице Q_{м реальн}=Q_м-Q_{бi станд}.

5.6 Выбор способа канализации электроэнергии

Так 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: Р_m=P_ТП6+Р_СП7=151+52,1=203,1 кВт,

Максимальная реактивная мощность: Q_M=Q_ТП6 +Q_СП7 =107.4+38=145.4 квар,

Полная мощность:S_M=кВА.

Расчётный ток кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:



Расчётный ток послеаварийного режима: 1_р^пар=2-1_р^нр=2·11,5=23 А.

Экономическое сечение:

где экономическая плотность тока j_Э для.кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при числе часов использования'максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Т_mах =4790 ч) согласно [2] равна 1,4 А/мм².

Предварительно принимаем кабель марки ААШв сечением 10 мм² с допустимым током I_доп =60А. Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:

I_{ДОП РЕАЛ}=К₁·К₂·К₃·I_ДОП

где

К₁ -- 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.

I_{ДОП РЕАЛ}=К₁·К₂·К₃·I_ДОП=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 кВ

Наименование КЛЭП	Smax, кВА.	Iрнр, А	Iрпар, А	FЭК, мм2	К1	К2	К3	Iднр, А	Iдпар, А	Количество, марка и сечение кабеля
ГПП-ТП1	1997,5	96	192,2	68	1	0,87	1,3	225	254	2 ААШв-6-395
ТП1-СП8	152,8	220	-----	---	1	1	1.3	240		ААШв-0,4-395+135
ГПП-ТП2	1522	73,3	146,6	52,3	1	0,92	1,3	155	185,4	2ААШв-6-350
ГПП-ТП3	1160,5	55,9	111,8	40	1	0,87	1,3	125	141,4	2ААШв-6-325
ТП3-СП16	210,9	152	304,7	108,8	1	1	1,3	305	--	ААШв-0,4-3150+170
СП16-СП17	126,9	91,7	--	---	1	1	-----	200		ААШв-0,4-370+125
СП17-СП18	115,5	83,4	---	----	1	1	---	200	-	ААШв-0,4-370+125
ГПП-ТП4	1032,7	49,6	---	---	1	1	--	105	--	2ААШв-6-325
ТП4-ТП5	458,1	22	44	15,7	1	0,92	1,3	60	71,8	2ААШв-6-310
ГПП-ТП	247,2	11,5	23	8,6	1	1	1,3	60	78	ААШв-6-310
ТП6-СП7	64	93			1	1		115		ААШв-0,4-325+110
ГПП-РП1	4240	204	408	145	1	1	1,3	225	295	22ААШв-6-395
РП1-ТП7	915,4	44	88	31,5	1	0,87	1,3	105	118	2ААШв-6-325
РП1-ТП8	947	45	91	32,5	1	0,92	1,3	105	125,6	2ААШв-6-325
РП1-ТП11	651	31,3	62	22	1	1	1,3	80	104	2ААШв-6-316
ТП11-СП9	237	342			1	1		345		ААШв-0,4-3185+195
ТП11-СП21	71,3	103			1	1		115		ААШв-0,4-325+110
ГПП-РП2	3900	187,8	375	134	1	0,92	1,3	390	466,4	2ААШв-6-3240
РП2-ТП9	356	17,2	34,3	12,6	1	1	1,3	60	78	2ААШв-6-310
РП2-ТП10	717,2	34,5	69	24,7	1	0,87	1,3	80	90,48	2ААШв-6-316
ТП10-СП14	121,2	175			1	1		206		ААШв-0,4-370+125
СП14-СП15	78,2	112,9			1	1		115		ААШв-04-325+110
РП2-ТП12	392,3	18,9	37,8	13,5	1	1	1,3	60	78	2ААШв-6-310
ГПП-цех№1	385	42			1	1		60		2ААШв-6-310
ГПП-цех№3	500	60			1	1		60		2ААШв-6-310
РП1-цех№10	600	64,2			1	1		80		2ААШв-6-316
РП1-цех№11	600	64,2			1	1		80		2ААШв-6-316
РП2-цех№22	935	90			1	1		105		2ААШв-6-325

Примечание 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.