Аннотация
В данном дипломном проекте рассматривается задача проектирования системы электроснабжения автомобильного завода. Завод является предприятием автомобилестроения. При проектировании решаются задачи, которые заключаются в определении расчётных электрических нагрузок, в правильном выборе напряжения распределения по заводу, выборе числа и мощности трансформаторов, конструкции промышленных сетей. Для выбора элементов системы производится расчёт токов короткого замыкания, рассматриваются вопросы , касающиеся релейной защиты и автоматики трансформаторов ГПП, а также заземляющего устройства пункта приёма электроэнергии.
Введение
Темой данного проекта является проектирование системы электроснабжения автомобильного завода. Ускорение научно-технического процесса диктует необходимость совершенствования промышленной электроники, создание современных надёжных систем электроснабжения промышленных предприятий, освещения, автоматизированных систем управления электрооборудованием и технологическим процессом. По этому при проектировании уделено большое внимание вопросам надёжности, обеспечение качества электроэнергии и электромагнитной совместимости, быстродействия и селективности релейной защиты и оперативной автоматики. Произведён выбор, компоновка и размещение подстанций, в соответствии с ПУЭ.
Основные задачи, решаемые при проектировании системы электроснабжения, заключается в оптимизации параметров этих систем путём правильного выбора напряжений, определении электрических нагрузок, высоких требований к бесперебойности электроснабжения, рационального выбора числа и мощности трансформаторов, конструкций промышленных сетей, средств регулирования напряжения, средств симметрирования нагрузки, подавление высших гармонических составляющих в сетях путём правильного построения схемы электроснабжения, соответствующей оптимальному уровню надёжности. В проекте произведён расчёт токов короткого замыкания и выбор комплектующей аппаратуры, вопросы по релейной защите, а также заземление ГПП освещены в соответствующих разделах.
Описание технологического процесса
Эффективность работы автомобильного транспорта в значительной степени зависит от технической готовности подвижного состава, которая обеспечивается своевременным и качественным выполнением технических обслуживаний и ремонтов.
Из всех видов транспорта автомобильный является самым трудоёмким и фондоёмким, то есть необходимо дальнейшее развитие производственно- технической базы автотранспорта предусматривающее строительство новых, расширение, перевооружение и реконструкцию действующих автотранспортных предприятий.
Для успешного решения таких многосторонних задач инженерно- технические работники автомобильного транспорта должны в совершенстве знать теорию, методику и практику проектирования, и технологический процесс производства автомобильного транспорта.
Технологический процесс
В литейном цехе серого чугуна производится отливка деталей и листовой стали для дверей, крыш, крыльев и т. д. Эти заготовки поступают в прессово-кузовной и моторный цеха. В прессово – кузовном цехе производится штамповка кузовных деталей. В цехе топливной аппаратуры производится сборка и регулировка топливной системы. Гидросистемы тормозов поступают на завод с другого предприятия – изготовителя и хранятся на складе. В литейном цехе ковкого чугуна и цветных металлов отливаются блоки и головки цилиндров. В моторном цехе производится сборка силовых агрегатов, которые поставляются на склад. В сборочном цехе происходит установка передних и задних крыльев и буферов, антикоррозийная обработка кузова, сухая шлифовка, нанесение мастик, изолирование кузова, вторичная окраска кузова грунтом, покрытие эмалью, мокрое шлифование и окончательная окраска кузова металлизированными эмалями и сушка.
Окончательно изготовленный кузов проходит контроль по качеству окраски, затем он транспортируется на сборку.
Общая сборка автомобилей осуществляется на главных конвейерах, поэтому технологический процесс сборки максимально дифференцирован, механизирован и автоматизирован.
Сборку осуществляют на главном конвейере по следующей технологии:
1 Монтаж гидросистемы тормозов и коллектора на кузове, закрепление топливо провода по днищу кузова.
2 Установка задних амортизаторов.
3 Установка и закрепление маятникого рычага на правом лонжероне.
4 Монтаж механизма управления коробки передач.
5 Установка на днище кузова регулятора давления задних тормозов.
6 Сборка кузова и шасси автомобиля. Выполнение данной операции выполняют с помощью спаренных конвейеров сборки: кузов транспортируется главным подвесным конвейером сборки: кузов транспортируется верхним подвесным главным конвейером сборки, а нижним расположенным под ним и параллельным ему, транспортируется шасси автомобиля. Согласованное перемещение кузова и шасси обеспечивает в определённый момент подъём шасси гидроподъёмником напольного конвейера до совмещения с кузовом.
Так происходит предварительная установка шасси на кузов. Сборка кузова и шасси начинается с регулирования положения кузова на шасси, а дальнейшее соединение и крепление шасси с кузовом выполняется на операциях общей сборки автомобиля.
На втором напольном конвейере производится сборка шасси. Он расположен параллельно напольному конвейеру подачи готового шасси на главный сборочный конвейер автомобиля. К напольному конвейеру сборки шасси по подвижным конвейерам подаются следующие сборочные единицы: моторный агрегат, задний мост, собранный карданный вал, глушитель выпуска дополнительной первой ступени, штанга стабилизатора поперечной устойчивости. Здесь выполняются операции общей сборки шасси автомобиля, монтаж глушителя выпуска дополнительной первой ступени, монтаж штанги стабилизатора поперечной устойчивости со стойками, сборка карданного вала с задним мостом.
10 Установка и закрепление поперечины передней подвески.
11 Монтаж задней опоры двигателя .
12 Прикрепление верхних опор рессор к кузову.
13 Установка гибких рукавов гидротормозов.
14 Крепление верхнего рычага передней подвески.
15 Монтаж пальца шарового шарнира с кронштейном передней подвески.
16 Монтаж рулевой трапеции.
17 Монтаж трубок гидросистемы.
18 Прикрепление задних амортизаторов к заднему мосту.
19 Монтаж основного глушителя в сборе с выпускной трубой.
20 Установка угла поворота передних колёс.
21 Установка гибкого вала спидометра и гибкого троса стояночного тормоза.
22 Прокачка тормозов.
23 Монтаж топливного бака и датчика уровня бензина в баке.
24 Установка и закрепление водяного радиатора.
25 Монтаж пола и обивка багажника.
26 Установка и закрепление аккумуляторной батареи.
27 Монтаж и регулировка тяг карбюратора.
28 Установка, присоединение и закрепление выключателя зажигания.
29 Установка и закрепление колонки рулевого управления.
30 Монтаж расширительного бака к водяному радиатору.
31 Установка козырька фонаря на заднем буфере.
32 Монтаж колёс на тормозных барабанах.
33 Установка воздушного фильтра и рукава вентиляции картера двигателя.
34 Закрепление брызговиков двигателя к поперечному лонжерону.
35 Монтаж водяных рукавов на двигателе и радиаторе, заправка системы охлаждения двигателя.
36 Заправка бака автомобиля, карбюратора и топливного насоса бензином.
37 Установка рулевого колеса.
38 Подключение аккумуляторной батареи, регулировка света фар.
39 Установка облицовки радиатора и монтаж системы очистки фар.
40 Пуск двигателя, проверка приборов автомобиля, проверка включения передач.
В дальнейшем собранные и проверенные автомобили отправляются на склад готовой продукции.
Технологическая схема
Определение расчетных нагрузок
Ведомость электрических нагрузок завода.
таблица№1
№ Наименование цеха Кс Cos( (, Pуст,
ВВт/мкВт
2
1 Цех шасси и главный конвейер 0,85 0,75 16 1600
Цех шасси и главный конвейер 0,85 -0,9 1260
(6кВ 4X315)
2 Моторный цех 0,7 0,65 16 1600
3 Прессово-кузовной цех 0,4 0,65 14 1900
Прессово-кузовной цех 0,4 0,85 1000
(6кВ 2X500)
4 Инструментальный цех 0,5 0,6 14 950
5 Ремонтно-механический цех 0,7 0,7 14 500
6 Конструкторско-эксперементальны0,5 0,75 20 160
й цех
7 Экспедиция и склад 0,4 0,8 10 120
8 Деревообрабатывающий цех 0,5 0,75 12 210
9 Модельный цех 0,5 0,8 16 300
10 Литейный цех серого чугуна 0,6 0,65 12 1200
Литейный цех серого чугуна 0,65 0,9 1200
(6кВ 2X600)
11 Литейный цех ковкого чугуна 0,6 0,65 12 1200
и цветных металлов
Литейный цех ковкого чугуна 0,65 0,9 1200
и цветных металлов (6кВ
2X600)
12 Кузнечный цех 0,5 0,65 12 500
13 Арматурно-агрегатный цех 0,6 0,7 14 850
14 Склад масел и химикатов 0,4 0,8 10 80
15 Гараж 0,4 0,8 20 150
16 Заводоуправления 0,5 0,8 20 120
17 Проходная 0,4 0,85 16 20
18 Лаборатория 0,5 0,85 20 170
19 Скрапоразделочная 0,5 0,75 14 620
20 Цех топливной аппаратуры 0,6 0,7 14 540
21 Открытый склад лесоматериалов0,3 0,85 10 110
22 Компрессорная (6кВ 4X800) 0,8 0,9 10 3200
Генеральный план завода.
1. Метод коэффициента спроса.
Расчетный максимум, необходимый для выбора почти всех элементов системы электроснабжения:
Сечения проводников, трансформаторов ППЭ, отключающей аппаратуры, измерительных приборов и так далее, определяемый сначала для отдельных цехов, а затем и для всего завода в целом, находится по коэффициенту спроса по выражению:
(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, ;
?– 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:
Для цеха №1 кВт,
квар.
Дальнейший расчёт нагрузок по цехам приведён таблице№ 2
Таблица№2
№ НаименованиРн cosКс Рм Qм F, КсРо QоРм Qм Sм
е ? кВт квар м2 ?, о кВт кВт кваркВА
Цехов tg? Вт/ кв
м2 ар
1 Цех шасси и16000,70,813601196,285016 0,3640 17241196209
… 5 5 8 0 8 ,8 ,8 ,8 9
0,8
8
Цех шасси 1260-0,0,81071-514,--1071-514118
и… 9 5 08 -- -- - - - ,08 8
(6 кВ) -0,
48
2 Моторный 16000,60,711201299,192016 0,2450 13651299188
цех 5 2 0 8 ,8 ,8 ,2 5
1,1
6
3 Прессово-ку19000,60,4760 881,6905214 0,1010 861,881,123
зовной цех 5 8 ,4 4 4 2,6
1,1
6
Прессово-ку10000,80,4400 248 --400 248 470
зовной цех 5 -- - -- -
(6 кВ) 0,6
1
4 Инструмента950 0,60,5475 633,6762614 0,85,0 560,633,845
льный цех 8 4 4 6 ,8
1,3
3
5 РМЦ 500 0,70,7350 375 496814 0,55,0 405,375 552
8 6 6 ,3
1,0
2
6 Конструктор160 0,70,580 70,5 427820 0,68,11148,189,240
ско-экспере 5 8 6 8,6 1
ментальный 0,8 6
цех 8
7 Экспедиция 120 0,80,448 36 690 10 0,4,12 52,138 64,
и склад 6 4
0,7
5
8 Деревообраб210 0,70,5105 92,4 174812 0,16,0 121,92,4152
атывающий 5 8 8 8 ,8
цех 0,8
8
9 Модельный 300 0,80,5150 112,5207016 0,26,45176,158,237
цех 8 5 ,85 3
0,7
5
10Литейный 12000,60,6720 835,2676212 0,65 11785 947,123
цех серого 5 8 2, 7 0,6
чугуна 1,1 5
6
Литейный 12000,90,6780 374,4--780 374,865
цехсерого 5 - -- - - - 4 ,2
чугуна (6 1,1
кВ) 6
11Литейный 12000,60,6720 835,2101712 0,97,16817,1004129
цех ковкого 5 4 8 7 9 7 ,2 5
чугуна и 1,1
цветных 6
металлов
Литейный 12000,90,6780 374,4--780 374,865
цех ковкого 5 - - - - - 4 ,2
чугуна и 0,4
цветных 8
металлов
(6кВ)
12Кузнечный 500 0,60,5250 290 597512 0,57,99307,389 459
цех 5 8 2 2 ,7
1,1
6
13Арматурно-а850 0,70,6510 520,2250014 0,28 48538 568,782
грегатный 8 ,4 6 ,8
цех 1,0
2
14Склад масел80 0,80,432 24 460 10 0,2,81,34,825,343
и химикатов 6 3
0,7
5
15Гараж 150 0,80,460 45 345 14 0,2,91,62,946,478
6 4
0,7
5
16Заводоуправ120 0,80,560 45 930 20 0,14 6,74 51,790,
ления 5 75 7 2
0,7
5
17Проходная 20 0,80,48 5 150 16 0,1,80,9,8 5,9 11,
5 75 9 4
0,6
1
18Лаборатория170 0,80,585 52,7 930 20 0,14 6,99 59,4115
5 75 7 ,5
0,6
1
19Скрапоразде620 0,70,5310 273,3345 14 0,3,91,313,275,417
лоч ная 5 8 9 9 2 ,5
0,8
8
20Цех 540 0,70,6324 330,5115014 0,12,22336,352,487
топливной 8 9 ,39 8 ,8
аппаратуры 1,0
2
21Открытый 110 0,80,333 20,1 291610 0,17,3050,550,371,
склад 5 6 5 ,2 3
лесоматериа 0,6
лов 1
22Компрессорн3200-0,0,82560-1240874 10 0,6,60 2560-124285
ая 9 75 0 0,4
(6кВ) -0,
48
Примечание: в цехах имеющих металлообрабатывающие станки и оборудование применяются лампы накаливания, чтобы исключить стробоскопический эффект. В остальных цехах и на освещение открытых складов и территории предприятия используются люминесцентные и дугоразрядные лампы типа-ДРЛ.
Осветительная нагрузка территории
Площадь территории Fтер=232825м2, удельная плотность освещения ?тер=1 Вт/м2, коэффициент спроса осветительной нагрузки Ксо тер=1[3]
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):
2. 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, 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,кРраб, зим. Рр.летн,кВРвых,кВ
% Вт КВт т т
0 35 32 4969,8 4543,8 4260
14199,5
1 35 32 4969,8 4543,8 4260
2 33 30 4685,8 4259,8 4260
3 35 32 4969,8 4543,8 4260
4 35 32 4969,8 4543,8 4260
5 32 27 5343,8 3833,8 4260
6 27 23 3833,8 3265,8 4260
7 50 41 7099,8 5821,8 4260
8 92 82 13063,5 11643,6 4260
9 100 92 14199,5 13063,5 2982
10 100 92 14199,5 13063,5 2982
11 93 92 13205,,5 13063,5 2982
12 88 85 12495,6 12069 2982
13 97 92 13773,5 13063,5 2982
14 93 88 13205,5 12495,6 2982
15 90 84 12779,6 11927,6 2982
16 85 78 12069,6 11075,6 2982
17 90 81 12779,6 11501,6 2982
18 90 82 12779,6 11243,6 3550
19 88 80 12495,6 11359,6 3550
20 93 88 13205,5 12495,6 3550
21 93 90 13205,5 12779,6 4260
22 86 83 12211,6 11785,6 4260
23 70 67 9939,7 9513,7 4260
Построение графиков электрических нагрузок
По данным таблицы 3 построен суточный график нагрузки для рабочего дня, который представлен на рисунке 3. График нагрузки выходного дня также приведён на рисунке 3.
Годовой график электрических нагрузок
Для построения годового графика используется суточный график для рабочих и выходных дней Принимаем что в году 127 зимних,127 летних и 111 выходных дней.
Число часов использования максимальной нагрузки определяется по выражению:
,
(3.1)
TMAX=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;
2. 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;
3. удельная активная мощность цеха №10:
4. Pм10.1=Рм10уд ·F10.1=231,4·2484=754,798 кВт; РМ10.2=231,4·1426=329,976 кВт; РM10.3=231,4· 1462=329,976 кВт;
Р10,4=231,4·1462=329б976 кВт;
5.
Для цехов №10, 11 и 12 расчёт приведён в таблице 4.
Таблица 4. Расчёт ЦЭН для непрямоугольных цехов
№ Xi.j,Yi.j Fi.j,F.i,мPмi,к,ВРмi,jXi, Y,,
цеха мм мм М2 2 Вт т/м2 ,кВт мм мм
10 3,8 4,6 2484 574,7
97
6762 1565 231,4 3,6 4,3
3,1 4 1426 329,9
76
3,6 4 1426 329,9
76
4,1 4 1426 329,9
76
11 5,7 4,6 4774 749,5
18
101741597,157 5,7 4,3
7
4,9 4,1 1674 262,8
18
5,7 4,1 2052 332,1
1 64
6,5 4,1 1674 262,8
18
12 7,5 4,1 1955 100,4
87
5975 307,251,4 7,8 4,2
8,1 4,6 1380 70,93
2
8,1 4,2 1587 81,57
1
8,1 3,8 1035 53,19
9
Координаты ЦЭН других цехов определены непосредственно при помощи генплана и сведены в таблицу 5.
Таблица 5. Картограмма электрических нагрузок
№ цехаXi, Yi, Рм, Ri,ммРо, аi,
мм мм кВт кВт град.
1 9,4 5,6 1724 19 364,876
1071 15 --
2 16,8 5,6 1365,17 245,864
8
3 11,4 3,8 461,414 101,442
400 9 -
4 15,4 3,8 560,411 85,4 55
5 19,2 2,6 405,69 55,6 49
6 7,2 8,4 184,66 68,6 134
7 8,4 1,2 52,1 3 4,6 32
8 3,8 5 121,85 16,8 50
9 4,2 7,8 176,56 26,5 54
10 7,2 8,4 785 13 65 29,8
780 12,8 -
11 11,4 8,6 817,713 97,7 43
- 780 12,8 -
12 15,6 8,4 307,28 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 7,6 313,98 3,9 4,5
20 18,6 9,2 336,98,5 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 10x2,5 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.
2. 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=45·103лет, тогда:
лет.
3. Коэффициент планового простоя одной линии:
КП=1,2·КПi.max,
(5.1.5)
где КПi.max — максимальный коэффициент планового простоя, о.е.,
Кп=1,2·7,7·10-3=9,24·10-3 о.е.
4. Коэффициент аварийного простоя одной линии:
Ка=?а·Тв (5.1.6)
Ка=0,345·22,094·10-3=7,622·10-3 о.е.
5. Коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения:
К2а,1п=0,5·?2а·(К1п)2, при К1п?Т2в;
(5.1.7)
К2а,1п=К2а·(К1п-0,5·Т1в), при К1п?Т2в;
(5.1.8)
К2а,1п=0,5·0,345·(9,24·10-3)2 =1,473·10-5 о.е.
6. Коэффициент аварийного простоя двух линий:
Ка(2) = Ка2 + 2·Ка, п, (5.1.9)
Ка(2) =(7,622·10-3 )2 +2·1,473·10 -5=8,756·10 -5 о.е.
7. Среднегодовое время перерыва электроснабжения:
Та=Ка(2) · 8760 (5.1.10)
Та=8,756·10 –5·8760=0,767 ч/год.
8. Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=У·?w, (5.1.11) где У=7 — удельная составляющая ущерба от аварийного недоотпуска электроэнергии в соответствии с [3], руб./кВт-ч;
?w,— среднегодовая аварийно недоопущенная электроэнергия, кВт-ч/год;
(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.
Амортизационные затраты: И2=руб.
Дальнейший расчёт аналогичен предыдущему и проведён с использованием формул
(5.1.1)-(5.1.12).
?a=?вс+?лэп+2·?раз+?в+?тр=0,06+0,03+2·0,008+0,06+0,01=0,179 1/год;
Тв=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
ВариантК;, Иi, Уi,руб/го3i,
руб. руб./год д руб./год
руб./ГОД
Первый 58840 5530 41685 54275,8
Второй 99200 9324,8 5326 26554,8
Выбираем УВН второго варианта (выключатель). Сравниваемые варианты представлены на рисунке 6.
Блок «линия-трансформатор»
Выключатель
Рисунок 6. Варианты УВН
5.2. Выбор трансформаторов ППЭ
Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209-85.
Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители I и П категории, то на ГПП устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов должна обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы после отключения повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов не должна снижать естественного их срока службы.
Так как среднеквадратичная мощность Рср.кв=11053 кВт (согласно пункту
2.2.), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000/110.
На эксплуатационную перегрузку трансформатор проверять не будем, так как Sср.кв0,9·Ктах=0,9·1,48=1,33, то тогда коэффициент перегрузки
К2=К2=1,36. Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 15 часов и среднегодовой температуры региона +8,4°С из [8] К2доп=1,4.
К2доп=1,4 > К2=1,36, следовательно, трансформаторы ТДН-210000 удовлетворяют условиям выбора.
5.3. Выбор ВЛЭП
Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания, то согласно [6] питание завода осуществляется по двухцепной воздушной НЭП.
При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения.
В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что допустимо по условиям окружающей среды.
Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2], производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны.
Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например, когда одна из линий отключена).
Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.
В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение, полученное по условиям проверки.
Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлёстывания проводов делается проверка на динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчётный ток послеаварийного режима:
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
5642 кВА
Тогда=40%
Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upau=6 кВ.
6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения
Прежде чем определять место расположения и число РП и ТП, произведём расчёт средних нагрузок цехов за наиболее загруженную смену на напряжении до 1000 В по формулам:
(6.2.1)
(6.2.2)
(6.2.3)
(6.2.4)
Пример расчёта для цеха №1:
коэффициент максимума: Км =
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...
ВНИМАНИЕ!
Текст просматриваемого вами реферата (доклада, курсовой) урезан на треть (33%)!
Чтобы просматривать этот и другие рефераты полностью, авторизуйтесь на сайте:
|
|
