Андатпа
Бұл дипломдық жұмыста берілген тапсырмаға сәйкес « » тақырыбы бойынша жоба жасалды.
Цехтың және зауыттың электрлік және жарықтандыру жүктемелеріне есептеу жұмыстары жүргізілді. Электрмен жабдықтау сұлбасы жасалды, барлық техникалық жабдықтар тексеріп, оларға таңдау жүргізілді.
Келесі тараулар орындалды: өміртіршілік қауіпсіздігі, экономикалық және арнайы бөлімдер.
Аннотация
В дипломной работе, согласно заданию, разработан проект на тему: «Электроснабжение отделочной фабрики текстильного комбината».
Был произведен расчёт электрических и осветительных нагрузок завода и цеха соответственно. Разработана схема электроснабжения, произведен выбор и проверка всего технического оборудования.
Выполнены разделы: безопасность жизнедеятельности, экономическая и специальные части.
1 Основная часть. Проектирование электроснабжения отделочной фабрики текстильного комбината
1.1 Технологический процесс производства
Основными цехами текстильного комбината являются: корпус сновальный, корпус «медио», корпус «утка», крутильный корпус, прядильные корпуса, красильные корпуса, деревообрабатывающий цех, компрессорная.
Электроцех, ремонтно-механический цех, котельная, склады готовой продукции и вспомогательных материалов, ЦЗЛ относятся к вспомогательным цехам.
Исходным материалом является хлопок, который поставляется с Центрального Казахстана и стран Средней Азии. Хлопок поступает на склад вспомогательных материалов, откуда в свою очередь поставляется в корпус сновальный, где из хлопка вытягивают и скручивают нити. Далее в корпусах «медио» и «утка» скручивают нити разной прочности и толщины для производства ткани. Следующей стадией производства является окраска нитей в красильных корпусах и отправка их в прядильные корпуса. Далее готовые ткани отправляют в компрессорные, где продукция прессуется в рулонах и отвозится на склад готовой продукции.
Так же на территории комбината находятся:
Механический цех, предназначенный для ремонта оборудования всех цехов комбината.
Электроцех с электроремонтным отделением.
Деревообрабатывающий цех, где производят катушки для нитей.
Центральная заводская лаборатория, в которой производят анализы всего технологического процесса производства тканей и нитей.
Заводоуправление, где размещается дирекция, техническая, административно-финансовая, снабженческая и хозяйственная части.
1.2 Исходные данные на проектирование
1. Схема генерального плана завода (лист 1).
2. Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы неограниченной мощности, на которой установлены два трёхобмоточных трансформатора мощностью по 63 МВА, напряжением 115/37/6,3кВ. Мощность к.з. на стороне 115 кВ равна 1200 МВА. Трансформаторы работают раздельно.
3. Сведения об электрических нагрузках по цехам завода.
4. Расстояние до фабрики 6,6 км.
5. Завод работает в три смены.
Таблица 1.1 — Электрические нагрузки отделочной фабрики
№ по плану
Наименование
Кол-во эл. приемников n, шт
Установленная мощность, кВт
одного эл. приемника Рн
суммарнаяS Рн
1
Склад суровья
15
1-12
80
2
Подготовительный отдел
20
1-30
210
3
Выварная
40
1-25
210
4
Отбельный цех
50
1-35
2000
5
Белосушильный цех
26
1-30
1500
6
Столовая
25
1-32
350
7
Красильный цех
33
1-40
2200
8
Насосная: СД 6кВ
4
630
2520
9
Химстанция красильного завода
13
1-25
245
10
Электроцех
45--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
Пресс
5,5
2
0,4
0,8
25,26,27
Зубофрезерный
8,5
3
0,15
0,5
28
Внутришлифовальный
13,1
1
0,65
0,65
29,30
Долбежный
15,4
2
0,25
0,65
1.3.1 Расчет электрических нагрузок механического цеха
По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии.
Для приемников повторно-кратковременного режима (ПКР) работы номинальную мощность определяют по паспортной мощности приведением ее к длительному режиму работы (ПВ=100%) в соответствии с формулой:
/>
где Рпас, кВ;
/>— паспортная продолжительность включения в долях единицы;
tп, tв – соответственно время паузы и включения, с.
Для крана с ПВпас= 25%.:
/>
Расчет выполняем методом упорядоченных диаграмм на примере плоско-шлифовального станка с Рном = 13,4 кВт:
Номера по цеху с 6-9.
Количество станков – 4.
Суммарная номинальная мощность станков:
/>
Коэффициент использования из таблицы 12.1 (Л-7): Ки = 0,12
Коэффициент мощности tgj = 1,16 и cosj = 0,65 (т.12.1. Л-7)
Среднесменная максимальная мощность:
/>
/>
Эффективное число электроприемников:
/>
Питание в цехе осуществляется от следующих пунктов:
ШРА-I, ШР1, ШР2
Эффективное число электроприемников для ШРА-I:
/>
/>
где Рном.max– наибольшая из мощностей i-го электроприемника, кВт.
Находим усредненный расчетный коэффициент использования:
/>
По Ки и nэф находим в таблице Кр =1,45 (т.7.1, Л-17)
Расчетная активная мощность:
/>
Расчетную реактивную мощность про методу упорядоченных диаграмм принимают равной:
при nэф£ 10: Qр = 1,1Qср.м;
при nэф > 10: Qр = Qср.м;
Так как nэф > 10, то Qр = Qср.м= 44 кВар.
1.4 Расчет силовой и осветительных нагрузок фабрики
Расчет осветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия производим упрощенным методом по удельной плотности осветительной нагрузки на квадратный метр производственных площадей и коэффициенту спроса.
По этому методу расчетная осветительная нагрузка принимается равной средней мощности освещения за наиболее загруженную смену и определяется по формуле:
Рpo=Кco×Руо, кВт;
Qpo=tgо×Рро, квар,
где Кco – коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;
tgо – коэффициент реактивной мощности, определяется по cosj ;
Руо – установленная мощность приемников освещения />по цеху, определяется по удельной осветительной нагрузке на 1м2 поверхности пола известной производственной площади:
Руо=о×F, кВт,
где F — площадь производственного помещения, которая определяется по генеральному плану завода, в м2;
удельная расчетная мощность в кВт на 1м2.
Для цеха №1 (по генплану)
Рр.о = Ру.оКс = rоFКс = 0,01 × 960 × 0,6 = 5,76 кВт;
Qр.о = tgо×Рро =0,5×5,76 = 2,88кВт. продолжение
--PAGE_BREAK--
Все расчетные данные заносятся в таблицу 1.4 «Расчет осветительной нагрузки».
Расчет электрических нагрузок напряжением до 1 кВ по цехам фабрики производим также методом упорядоченных диаграмм упрощенным способом. Результаты расчета силовых и осветительных нагрузок по цехам сведены в таблицу 1.6 «Расчет силовой нагрузки отделочной фабрики текстильного комбината напряжением 0,4 кВ».
Т а б л и ц а 1.4 — Расчет осветительной нагрузки
№№ по плану
Наименование производственного помещения
Размеры помещения, длина (м) ´ ширина (м)
Площадь помещения, м2
Удельная осветительная нагрузка о, кВт/м2
Коэф. спроса, Кс
Устан. мощность освещения, Рyо, кВт
Расчетная мощность осветительной нагрузки
cosj / tgj
Рро, кВт
Qро, квар
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
Склад суровья
24´40
960
0,01
0,6
9,60
5,76
2,88
0,9/0,5
2
Подготовительный отдел
29´24
696
0,014
0,8
9,74
7,80
3,90
0,9/0,5
3
Выварная
37´24
888
0,015
0,8
13,32
10,66
5,33
0,9/0,5
4
Отбельный цех
117´16
1872
0,015
0,8
28,08
22,46
11,23
0,9/0,5
5
Белосушильный цех
51´24
1224
0,015
0,8
18,36
14,69
7,34
0,9/0,5
6
Столовая
64´16
1024
0,02
0,9
20,48
18,43 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
15,64
7,82
ИТОГО
479,7
405,7
628,3
955,7
19
Освещение территории
70,73
35,36
79,1
Итого по заводу на шинах 0,4 кВ
6297,2
4945,3
8006,9
12179,6
1.5 Выбор числа цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности на напряжение 0,4 кВ
Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; шага стандартных мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.
Данные для расчета:
Рp0,4= 6297,2 кВт;
Qp0,4= 4945,3 квар;
Sp0,4= 12179,6 кВА.
Отделочная фабрика текстильного комбината относится ко 2 категории потребителей, завод работает в три смены, следовательно, коэффициент загрузки трансформаторов Кзтр=0,8.
При плотности нагрузки напряжением 380 В до 0,5 кВА/м2 принимаем трансформатор мощностью Sнт=1600 кВА.
Для каждой технологически концентрированной группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число, необходимое для питания наибольшей расчетной активной нагрузки, рассчитывается по формуле:
/>,
где Рр 0,4– суммарная расчетная активная нагрузка;
кз– коэффициент загрузки трансформатора;
Sнт– принятая номинальная мощность трансформатора;
DN– добавка до ближайшего целого числа
Экономически целесообразное число трансформаторов определяется по формуле:
Nт.э = Nmin + m,
где m – дополнительное число трансформаторов;
Nт.э — определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности с учетом постоянных составляющих капитальных затрат З*п/ст
З*п/ст= 0,5; кз = 0,8; Nmin = 6; DN = 0,761.
Тогда из справочника по кривым определяем m, для нашего случая m =1, значит Nт.э =5+1=6 трансформаторов.
По выбранному числу трансформаторов определяют наибольшую реактивную мощность Q1, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, определяется по формуле:
/>
/>
Рисунок 1.1
Из условия баланса реактивной мощности на шинах 0,4 кВ определим величину Qнбк1:
Qнбк 1+Q1=Qр 0,4, отсюда
Qнбк 1= Qр 0,4 — Q1=4945,3 – 4396,3 = 549 квар
Дополнительная мощность Qнбк2 НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле
Qнбк 2 =Qр 0,4 — Qнбк 1 — Nт э Sнт4945,3549 – 0,5 66403,7 квар
где 5 расчетный коэффициент;
=К1 К2, сх. питания ТП).
К1=14; К2=40 — для трансформаторов мощностью Sнт6кВА согласно /таблице 2.1.,2.2., 13/. продолжение
--PAGE_BREAK--
Так как Qнбк2
Qнбк=Qнбк 1+Qнбк 2 = 549 + 0 = 549 квар.
Определим мощность одной батареи конденсаторов, приходящуюся на каждый трансформатор:
/>
Выбираем конденсатор НБК типа УКБН-0,38-100-150У30.
На основании расчетов составляем таблица 1.7 – «Распределение нагрузок цехов по ТП».
Т а б л и ц а 1.7 — Распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП
№ТП, Sн.тр, QНБК
№ цехов
РР0,4, кВт
QР0,4, квар
SР0,4, кВA
Кз
Ки
1
2
3
4
5
6
ТП1 (2х1600)
Σ Sн =3200 кВА
1
2
3
4
5
осв.
32,5
99,1
111,35
1132,46
740,69
132,09
21,6
68,2
60,45
1031,44
536,49
71,37
39,00
120,32
126,70
1531,78
914,57
150,14
Σ ТП1, кВт
2248,22
1789,51
2873,47
1,25633
ТП2 (2х1600)
Σ Sн =3200 кВА
6
7
осв
9
10
11
192,0
1295,66
101,37
116,18
175,14
137,73
77,0
1132,05
8,44
50,68
133,20
89,46
-400,0
206,90
1720,55
101,72
126,76
220,04
164,23
QНБК = 4х100 продолжение
--PAGE_BREAK--
Σ ТП2, кВт
2018,12
1490,85
2509,07
1,353665
Σ ТП1,2, кВт
4266,3
2880,4
5147,64
0,8
ТП3 (2х1600)
Σ Sн = 3200 кВА
12
13
14
15
16
17
18
осв
55,68
336,80
97,41
886,1048
116,24
221,57
479,74
151,79
27,57
233,36
66,42
680,74
79,13
187,32
405,70
75,89
-200
62,13
409,74
117,90
1117,40
140,62
290,14
628,29
QНБК =2х100
Σ ТП 3, кВт
2345,33
1756,13
2929,95
1,305498
Σ ТП3 кВт
2345,33
1556,13
2814,63
0,8
1.6 Определение потерь в цеховых трансформаторах
Выбираем трансформатор ТСЗ-1600/6
Uвн=6 кВ, Uнн=0,4 кВ, DРхх =4,2 кВт, DРкз=16 кВт, Uкз% =5,5, Iхх%=1,5, соединение обмоток D/Yо–11 (Л-5, Т.27.6)
Потери мощности в трансформаторах определяем по формулам
/>(7.1)
/>, (7.2)
где />(7.3)
/>(7.4)
Подставляем в формулы (7.1-7.4) каталожные данные:
/>(7.5)
/>
1. ТП, ТП2
/>
/>
2. ТП3
/> продолжение
--PAGE_BREAK--
/>
3. Суммарные потери в трансформаторах:
/>/>
1.7 Расчет нагрузки синхронных двигателей
На отделочной фабрике установлены следующие СД 6 кВ:
Насосы СТД-630-23УХЛ4: Рн=630 кВт, Sном=595 кВА, h=95,8%, Iп /Iн=5,66, Ммакс /Мн = 2,08
Расчётная мощность СД:
Р р.сд.=Рном×Кз (кВт)
Рр.сд.=Рном×Кз=630×0,85=535,5 кВт.
Максимальная реактивная мощность СД (по условию устойчивой работы):
/>, где
Рном – номинальная активная мощность двигателя;
Кп.р.м. – коэффициент перегрузки по реактивной мощности (определяется по справочным данным);
Кпд – коэффициент полезного действия.
/>
Экономически целесообразно использовать:
/>(7.9)
где aм – коэффициент допустимой перегрузки СД, зависит от загрузки СД по активной мощности (по номограмме рис. 9.4 (Л-1) для cosjн=0,9 и Ксд=0,75; aм =0,53.
/>
Суммарная располагаемая реактивная мощность:
/>
Входная реактивная мощность Qэ по формуле 7.8:
/>
Из формулы (7.7) баланса реактивной мощности находим реактивную мощность ВБК:
/>
Следовательно, требуется установка ВБК.
Полученную реактивную мощность используем для компенсации на шинах ГПП.
Для этого выбираем конденсаторные батареи типа УК-6-1500-2ЛУ3,
где Qн=1500 квар, n=2, åQн=3000 квар.
При расчете нагрузок на шинах 6 кВ ГПП учитываем число присоединений, равное 21, и средневзвешенный коэффициент использования Ки=0,57. При этом коэффициент одновременности Ки=0,9.
Уточненный расчет электрических нагрузок по фабрике приведён в таблице 1.8.
Таблица 1.8 — Уточнённый расчёт нагрузок на шинах 6 Кв
Назначение присоединения
Кол-во прис шт
∑Рном, кВт
Ки
Рср.м, кВт
Qср.м, кВар
Ко,
Рр, кВт
Qр, кВар
Sр, кВА
ТП1, ТП2
Силовая
4
7545
0,66
4950
2877
4950,0
2877,5
QНБК
-400
Освещение
124,30
62,15
Потери в тр-х
58,20 продолжение
--PAGE_BREAK--
323,72
Итого
4950
2877
5074,30
2539,64
5674,4
ТП3
Силовая
2
4510
0,31
1395
1288
1464,8
1288,3
QНБК
-200,0
Освещение
239,40
119,70
Потери в тр-х
28,88
160,64
Итого
1395
1288
1704,15
1208,01
2088,9
Насосная 6кВ
4
2520
0,70
1764
1323
2275,56
1455,30
Итого
1764
1323
2275,56
1455,30
2701,1
Q ВБК
2
-3000,00
Итого
12
14575
8109
5489
0,9
9141,09
2687,30
9527,9
1.9 Технико-экономический расчёт вариантов внешнего электроснабжения
Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы неограниченной мощности, на которой установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью по 63 МВА, напряжением 115/37/6,3 кВ. Мощность к.з. на стороне 115 кВ равна 1200 МВА. Трансформаторы работают раздельно. Расстояние от энергосистемы до завода 6,6 км.
Для технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения завода рассмотрим два варианта:
1. I вариант – ЛЭП 115 кВ;
2. II вариант – КЛ 35 кВ.
/>Вариант 1
/>/>
/>/>
/>/>/>/>/>
/>
продолжение
--PAGE_BREAK--
/>/>
/>/>
/>/>
/>/>/>/>/>/>/>/>
/>
/>
/>/>/>
/>/>/>
/>/>/>/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>/>/>/>
/>/>/>/>
Рисунок 1.2 — Первый вариант схемы электроснабжения.
Выбираем электрооборудование по первому варианту.
1. Выбираем трансформаторы ГПП:
Учитываем наличие потребителей I и II категории установкой от ГПП двух силовых трансформаторов.
Номинальная мощность трансформатора:
/>, (8.1)
где n – количество трансформаторов на ГПП, шт;
Кз – коэффициент загрузки трансформатора;
Sр – расчетная мощность цементного завода, МВА;
/>,
где Qэ – выходная реактивная мощность от энергосистемы, кВт.
По формуле 8.1
/>
Примем два трансформатора мощностью 10000 кВА:
Проверим перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме:
/>
Коэффициент загрузки трансформаторов:
/>
Принимаю два трансформатора ТДН-10000-115/6.
Паспортные данные: Sн = 10 МВА; UВН =115 кВ; UНН=6,6 кВ;
Pхх = 18 кВт; Pкз = 58 кВт; Uкз = 10,5%; Iхх = 0,9%.
Определим потери мощности в трансформаторах ГПП:
Ртр гпп=2×(Рхх +Ркз×Кз2)=2(18 + 58×0,62)=77,76 кВт;
/>/>
Определим потери электрической энергии в трансформаторах ГПП:
Wт гпп=2 ×(Рхх× Твкл+ ×Ркз×К/>),
где Твкл – число часов включения, для двухсменной работы Твкл = 5000 ч;
число часов использования максимума потерь и зависит от числа часов использования максимума нагрузки.
/>,
где ТМ = 5000 ч – число часов использования максимума.
Wт гпп=2×18×5000+3410,9×58×0,62)=322439,2 кВтч.
2. ЛЭП 110 кВ:
Определим мощность, проходящую по ЛЭП:
/>/>/>
Определим сечение:
а) по экономической плотности тока (jэ):
/>
jэк=1,1 А/мм2 — плотность тока для воздушных линий;
принимаем стандартное ближайшее сечение Fэ=25мм2, Iдоп= 80А
б) по условию потерь на «корону»: для ВЛ 110 кВ минимальное сечение 70 мм2, то принимается провод марки АС 70, Iдоп=265 А.
в) на нагрев рабочим током: Iдоп.пров.> Iр, (265 А > 25,5 А)
г) по аварийному режиму: 1,3 ´ Iдоп.пров.> Iав., (1,3 ´ 265 > 51 А)
Окончательно принимаем провод марки АС-70, I доп=265 А
Определим потери электрической энергии в ЛЭП 110 кВ:
Wлэп 110=N×3×I/>×R×10-3×=2×3×25,52×3,03×10-3×341029,5х1000 кВт ч/год,
где R=r0×L=0,46×6,6=3,03 Ом;
r0=0,46 Ом/км — удельное активное сопротивление АС-70
Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение U=110 кВ.
Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 1.3) и рассчитаем ток короткого замыкания. продолжение
--PAGE_BREAK--
Sб=1000 МВА; Sкз=1200 МВА; Uб=115 кВ.
Рисунок 1.3
хс= Sб /Sкз= 1000/1200 = 0,8 о.е.
/>
/>
где Хо=0,4 Ом/км (Л 4) стр146
/>
/>
/>iуд1=Куд/>
iуд2=Куд/>
Мощность короткого замыкания:
Sк-1=/>×Uн×Iк-1=/>×115×6,2=1200 МВА;
Sк-2=/>×Uн×Iк-2=/>×115×5,2=968 МВА.
После расчета токов КЗ произведем выбор:
Выключатели В1, В2
Выбираем выключатель МКП-110-630-20У1:
Паспортные данные
Расчетные данные
Условия выбора
Uн=126 кВ
Iн=630А
Iоткл=20 кА
Iдин=52 кА
Uр=115 кВ
Iавтр сист=51А
Iк1=6,2 кА
iуд1=15,3 кА
Uн³Uр
Iн³Iртр сист
Iоткл³Iк1
Iдин³iуд1
разъединители Р1, Р2
Выбираем разъединитель РНДЗ2-СК-110/1000У1:
Паспортные данные
Расчетные данные
Условия выбора
Uн=126 кВ
Iн=1000А
Iскв.ампл.=80 кА
Iпред.терм. ст.=25 кА
Uр=115 кВ
Iав=51 А
iуд2=6,2 кА
Iк2=15,3 кА
Uн³Uр
Iн³Iав
Iскв.ампл.³iуд2
Iпред.терм. ст³Iк2
3) Заземлители ЗОН 1, 2 ЗОН 110М 1У1:
Паспортные данные
Расчетные данные
Условия выбора
Uн=126 кВ
Iн=400А
Iскв.ампл.=16 кА
Iпред.терм. ст.=6,3 кА
Uр=115 кВ
Iав=51 А
iуд2=6,2 кА
Iк2=15,3 кА
Uн³Uр
Iн³Iав
Iскв.ампл.³iуд2
Iпред.терм. ст³Iк2 продолжение
--PAGE_BREAK--
Выключатели В3, В4
Выбираем выключатель МКП-110-630-20У1:
Паспортные данные
Расчетные данные
Условия выбора
Uн=126 кВ
Iн=630А
Iоткл=20 кА
Iдин=52 кА
Uр=115 кВ
Iавтр сист=51А
Iк1=4,8 кА
iуд1=12,3 кА
Uн³Uр
Iн³Iртр сист
Iоткл³Iк1
Iдин³iуд1
разъединители Р3, Р4
Выбираем разъединители РНДЗ2-СК-110/1000У1:
Паспортные данные
Расчетные данные
Условия выбора
Uн=126 кВ
Iн=1000А
Iскв.ампл.=80 кА
Iпред.терм. ст.=25 кА
Uр=115 кВ
Iав=51 А
iуд2=4,8 кА
Iк2=12,3 кА
Uн³Uр
Iн³Iав
Iскв.ампл.³iуд2
Iпред.терм. ст³Iк2
6) Заземлители ЗОН 3-6 ЗОН 110М 1У1:
Паспортные данные
Расчетные данные
Условия выбора
Uн=126 кВ
Iн=400А
Iскв.ампл.=16 кА
Iпред.терм. ст.=6,3 кА
Uр=115 кВ
Iав=51 А
iуд2=4,8кА
Iк2=12,3 кА
Uн³Uр
Iн³Iав
Iскв.ампл.³iуд2
Iпред.терм. ст³Iк2
ограничители перенапряжения
Выбираем ОПН-110ХЛ1 Uн=110 КВ; Iр=280 А
Определим капитальные затраты на выбранное оборудование:
Капитальные затраты на сооружение подстанции определяются составом оборудования:
/>,
где Кi – расчётные стоимости распредустройств, трансформаторов и т.д.;
Ni – число единиц перечисленного оборудования;
Кпост – постоянная часть затрат по подстанции, малозависящая от мощности. Принимаю по табл. 28 (Л5);
Ар – коэффициент, учитывающий район сооружения. Принимаю 1 по табл 2 (Л5).
Затраты на трансформаторы ГПП:
Ктр.гпп=2×13,6=27,2 мил.тенге.
Затраты на ЛЭП-110 кВ:
КЛЭП-110=l×Клэп=6,6×3,4=22,4 мил.тенге.
Затраты на выключатели В1-В4:
КВ1-В4=4×75=3 мил.тенге.
Постоянная часть затрат:
Кпост=22 мил.тенге.
Суммарные затраты:
Кп/ст = (27,2+22,4+3+22)×1 = 74,6 млн.тг. продолжение
--PAGE_BREAK--
Определение ежегодных издержек производства.
Суммарные издержки рассчитываются по формуле: SИI=Иа+Ипот+Иэ, у.е.
Амортизационные отчисления Иа: Иа=Еа. К
Для ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах Еа=0,028
Для распредустройств и подстанций Еа=0,063
Амортизационные отчисления на оборудование:
Иа.обор.=Еа.обор×SКобор.=Еа.обор× (Ктр+Кв+Кввод)=0,063×150,98=9,51 тыс. у.е.
Амортизационные отчисления на ЛЭП:
Иа.лэп=Еа.лэп×Клэп=0,028×89,1=2,49 тыс. у.е.
Издержки на эксплуатацию оборудования:
Иэкспл.обор.=Еэкспл.обор.×SКобор.=0,03×150,98=4,52 тыс. у.е.
Издержки на эксплуатацию ЛЭП:
Иэкспл.лэп=Еэкспл.лэп. Клэп=0,028×89,1=2,49 тыс. у.е.
Стоимость потерь электроэнергии Со=0,04 тг/кВт. ч
Издержки на потери электроэнергии:
Ипот=Со(DWтр. гпп+DWЛЭп-110)=0,04(226580+21161)=9,9 тыс. у.е.
Суммарные издержки:
SИI= 9,51+2,49+4,52+2,49+9,9=28,91 тыс.у.е.
Приведенные затраты, являющиеся мерой стоимости, определяются по выражению:
ЗI=Е. КI+ИI,
где Е=0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.
ЗI=0,12×240,08+28,91=57,71 тыс. у.е
/>Вариант 2
/>/>
/>/>/>
/>/>/>/>/>/>/>/>
/>/>/>/>/>
/>/>/>/>/>
/>/>/>/>/>/>/>
/>/>/>
/>/>
/>/>/>/>
/>/>/>
/>/>/>
/>/>/>
/>/>/>/>/>
/>/>
/>/>
Рисунок 1.4 — Второй вариант схемы электроснабжения.
Выбираем оборудование по второму варианту
1. Выбираем трансформаторы ГПП:
Принимаем два трансформатора мощностью 63000 кВА.
Коэффициент загрузки Кз=0,6.
Паспортные данные: тип трансформатор ТДТН 63000/110, Sн = 63 МВА; UВН =115 кВ; Uсн =38,5; UНН=6,6 кВ; Pхх = 53 кВт; Pкз = 290 кВт; Uвн-сн = 10,5%; Uвн-нн = 18%; Uсн-нн = 7%; Iхх = 0,55%.
Найдем g1 — коэффициент долевого участия проектируемого завода в мощности трансформаторов энергосистемы:
g1=/>=/>=0,1
Потери электрической энергии в трансформаторах ГПП:
Wт гпп=2 ×(Рхх × Твкл+ ×Ркз ×К/>),
где Твкл – число часов включения, для трёхсменной работы Твкл = 5000 ч;
число часов использования максимума потерь и зависит от числа часов использования максимума нагрузки.
/>
где ТМ – число часов использования максимума, для отделочной фабрики ТМ = 5000 ч.
Wт гпп=2×53×5000+290×3410×0,62)=1242008 кВт×ч.
Долевым участием в потерях DР и DQ в трансформаторах энергосистемы пренебрегаем.
2. Выбираем трансформаторы КПП:
Принимаем два трансформатора мощностью 10000 кВА.
Коэффициент загрузки Кз=0,5.
Паспортные данные: тип трансформатора ТД-10000-35/6; Sн=1000 МВА; UВН=35 кВ; UНН=6 кВ; Pхх=9,4 кВт; Pкз=46,5 кВт; Uкз=7,5%; Iхх = 0,9%.
Потери мощности в трансформаторах ГПП:
Ртр гпп=2× (Рхх +Ркз×Кз2)=2× (9,4 + 46,5 ×0,62)=52,2 кВт; продолжение
--PAGE_BREAK--
/>
Потери электрической энергии в трансформаторах КПП:
Wт гпп=2 ×(Рхх × Твкл+ ×Ркз ×К/>),
где Твкл – число часов включения, для трёхсменной работы Твкл = 5000 ч;
число часов использования максимума потерь и зависит от числа часов использования максимума нагрузки.
/>,
где ТМ – число часов использования максимума, для отделочной фабрики ТМ = 5000 ч.
Wт гпп=2×9,4×5000+46,5×3410×0,62)=208166,8 кВтч.
3. Выбор кабельной линии 35 кВ
Питание завода осуществляется кабельными линиями напряжением 35 кВ. Прокладываем две параллельные линии в траншее с расстоянием между ними 100 мм. Расчетные токи в нормальном и аварийном режимах:
/>
/>
Выбираем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее. Принимаем время ликвидации аварии максимальным (6ч), а коэффициент загрузки линий в нормальном режиме 0,6. В соответствии с табл. 3.3 [1] допустимая перегрузка составляет 1,25. Коэффициент снижения токовой нагрузки Кс… н. принимаем по табл. 1.3. 26 [3] равным 0,9.
Допустимый ток кабельных линий:
/>
По табл. 416 [4] принимаем сечение жил трехжильного кабеля равным 120 мм2 (Iдоп=185 А). Кабель марки АВВБ с алюминиевыми жилами. Стоимость 1 км линии при прокладке 115 тыс.тенге/км. Укладываем по два кабеля и SIдоп= 2Iдоп= 370 А.
4. Выбор оборудования на U=35 кВ
Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 1.5) и рассчитаем ток короткого замыкания.
/>Sб=1000 МВА; Sкз=1200 МВА; Uб=37 кВ.
/>/>хс= Sб /Sкз= 1000/1200 = 0,8 о.е.
/>/>/>/>/>/>/>
/>Определяем сопротивление силовых,
/>/>/>/>/>трёхобмоточных трансформаторов ГПП.
/>/>
/>
/>
/>
/>
/>
Рисунок 1.5
/>
/>
/>
/>iуд1=Куд/>
iуд2=Куд/>
Мощность короткого замыкания:
Sк-1=/>×Uн×Iк-1=/>×37×6,2=396,86 МВА;
Sк-2=/>×Uн×Iк-2=/>×37×1,35=86,51 МВА.
Возвращаемся к определению термически стойкого сечения жил кабеля 35 кВ:
/>(8.4)
где tn – приведенное время к.з., с;
С – термический коэффициент при нормальных условиях из табл. 2.46.
/>
Выбранное сечение кабеля S = 120 мм2 удовлетворяет.
Потери напряжения в линии:
/>(8.5)
где /> — удельные сопротивления кабелей с учетом их удвоения в траншее, т.е. />, />, Ом/км;
l – длина линии в км;
cosj = 0,976, sinj = 0,22.
/>
Потери напряжения в аварийном режиме:
/>
Коэффициент загрузки кабеля в нормальном режиме:
/>
Потери мощности при действительной нагрузке:
/>
Потери электроэнергии в линиях:
/> продолжение
--PAGE_BREAK--
1) Выключатели В1, В2
Выключатели выбираем по аварийному току трансформаторов системы. Принимаем, что мощность по двум вторичным обмоткам трансформатора распределена по 50%, т.е 2/>31,5=63 МВА.
Найдем ток, проходящий через выключатели В1и В2:
IавВ1, В2=/>= />=984А
Выбираем выключатели В1, В2 типа МКП-35-1000 У1
Паспортные данные
Расчетные данные
Условия выбора
Uн=35 кВ
Iн=1000А
Iоткл=10 кА
Iдин=26 кА
Uр=35 кВ
Iавтр сист=984А
Iк1=6,16 кА
iуд1=15,5 кА
Uн³Uр
Iн³Iртр сист
Iоткл³Iк1
Iдин³iуд1
g2В1, В2=/>=/>=0,13;
2) Выключатель В3
Найдем ток, проходящий через выключатель В3: IВ3=/>=/>=492А
Выбираем выключатель типа МКП-35-630
Паспортные данные
Расчетные данные
Условия выбора
Uн=35 кВ
Iн=630А
Iоткл=10 кА
Iдин=26 кА
Uр=35 кВ
Iртр сист=492А
Iк1=6,16 кА
iуд1=15,5 кА
Uн³Uр
Iн³Iртр сист
Iоткл³Iк1
Iдин³iуд1
g3В3=/>=/>=0,1
3) Разъединитель
Выбираем разъединители РЗ 1, РЗ2 типа РНДЗ-2-35/1000У1
Паспортные данные
Расчетные данные
Условия выбора
Uн=35 кВ
Iн=1000А
Iскв.ампл.=63 кА
Iпред.терм. ст.=25 кА
Uр=35 кВ
Iав=984 А
iуд2=6,16 кА
Iк2=15,5 кА
Uн³Uр
Iн³Iав
Iскв.ампл.³iуд2
Iпред.терм. ст³Iк2
4) Выключатели В4-В7
Выключатели выбираем по аварийному току завода: Iав.фабр=132 А
Выбираем выключатели типа МКП-35-630
Паспортные данные
Расчетные данные
Условия выбора продолжение
--PAGE_BREAK--
Uн=35 кВ
Iн=630А
Iоткл=10 кА
Iдин=26 кА
Uр=35 кВ
Iртр сист=132
Iк1=1 кА
iуд1=2,52 кА
Uн³Uр
Iн³Iртр сист
Iоткл³Iк1
Iдин³iуд1
5) Разъединители
Выбираем разъединители типа РНДЗ-2-35/630У1
Паспортные данные
Расчетные данные
Условия выбора
Uн=35 кВ
Iн=630А
Iскв.ампл.=63 кА
Iпред.терм. ст.=25 кА
Uр=35 кВ
Iав=132 А
iуд2=1 кА
Iк2=2,52 кА
Uн³Uр
Iн³Iав
Iскв.ампл.³iуд2
Iпред.терм. ст³Iк2
6) Заземлители ЗР 35У3
Паспортные данные
Расчетные данные
Условия выбора
Uн=40,5 кВ
Iн=400А
Iскв.ампл.=235 кА
Iпред.терм. ст.=6,3 кА
Uр=35 кВ
Iав=43 А
iуд2=1 кА
Iк2=2,52 кА
Uн³Uр
Iн³Iав
Iскв.ампл.³iуд2
Iпред.терм. ст³Iк2
7) ограничители перенаряжения ОПН
ОПНп-35/400/40,5-10 УХЛ1, Uн=35 кВ.
Расчет капитальных затрат на выбранное оборудование:
Затраты на трансформаторы ГПП:
Ктр.гпп=2×21=42 тыс. у.е.
Затраты на ЛЭП-35 кВ:
КЛЭП-35=l×Клэп=6,6×10,7=70,62 тыс. у.е.
Затраты на выключатели В4-В7:
КВ4-В7=4×5,24=22,16 тыс. у.е.
Затраты на ввод:
Кввод=2×4,21=8,42 тыс. у.е.
Затраты на трансформаторы системы:
Ктр.сист=g1×2×Ктр=0,06×2×135=16,2 тыс. у.е.
Затраты на выключатели В1, В2:
КВ1, В2=g2×2×КВ1, В2=0,13×2×5,24=1,36 тыс.у.е.
Затраты на выключатель В3:
КВ3=g3×КВ3=0,1×5,24=0,52 тыс. у.е.
Суммарные затраты:
SКII= КВ1-В4+ КЛЭП-110+Кввод+Ктр.гпп+Ктр.гпп+ КВ1-В2 + КВ3= продолжение
--PAGE_BREAK--
= 42+70,62+22,16+8,42+16,2+1,36+0,52=161,28 тыс. у.е.
Суммарные издержки:
SИI=Иа+Ипот+Иэ, у.е.
Амортизационные отчисления Иа: Иа=Еа. К
Для ВЛ-35 кВ на железобетонных опорах Еа=0,028
Для распредустройств и подстанций Еа=0,063
Амортизационные отчисления на оборудование:
Иа.обор.=Еа.обор×SКобор.=Еа.обор× (Ктр+Кв+Кввод)=0,063×90,66=5,71 тыс. у.е.
Амортизационные отчисления на ЛЭП:
Иа.лэп=Еа.лэп×Клэп=0,028×70,62=1,98 тыс. у.е.
Издержки на эксплуатацию оборудования:
Иэкспл.обор.=Еэкспл.обор.×SКобор.=0,03×90,66=2,72 тыс. у.е.
Издержки на эксплуатацию ЛЭП:
Иэкспл.лэп=Еэкспл.лэп. Клэп=0,028×70,62=1,98 тыс. у.е.
Стоимость потерь электроэнергии Со=0,04 у.е./кВт. ч
Определим издержки на потери электроэнергии:
Ипот=Со(DWтр. гпп+DWЛЭП-35+DWтр.сист)=
=0,04(155719+203365+565367)=36,98тыс. у.е.
Определим суммарные издержки:
SИII= 5,71+1,98+2,72+1,98+36,98=49,37 тыс.у.е.
Приведенные затраты:
ЗII=0,12×161,28+49,37=68,72 тыс. у.е.
Таблица 1.9 – Результаты ТЭР по двум вариантам электроснабжения
Варианты
Uн, кВ
КS, тыс.у.е.
ИS, тыс.у.е.
ЗS, тыс.у.е.
I
115
240,08
28,91
57,71
II
37
161,28
49,37
68,72
Вывод: проходит Iвариант по минимальным приведенным годовым затратам.
1.10 Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания U>1кВ
1.10.1 Расчет суммарного тока КЗ
Для выбора оборудования произведем расчет токов короткого замыкания Iкз с учетом подпитки от СД и составим схему замещения (рисунок 1.6)
/>
Рисунок 1.6
Расчёт токов КЗ проведём в относительных единицах. В качестве базисных величин принимаем мощность />и напряжение />тогда базисный ток будет:
/>
хс= Sб /Sкз= 0,8 о.е.
Токи КЗ в точке К-1, К-2 рассчитаны выше, то остается рассчитать токи в точках К-3.
Хлэп=Хо×l×Sб/Uср2=0,4×6,6×1000/1152= 0,19 о.е.
Хтр гпп=Uв×Sб/100×Sн тр=6,3×1000/100×6,3=10 о.е.
/>
Рассчитаем ток подпитки от СД.
В компрессорной установлено 4 синхронных двигателя типа СТД-630-23УХЛ4:
Рн=630 кВт; Sном=595 кВА; h=95,8 %; Iп/Iн=5,66, Ммакс/Мн=2,08
/>
/>
Выберем кабель к СД:
а) по экономической плотности тока:
/>
б) по минимальному сечению:
Fmin=×Iкз×/>=12×8,3×/>=77 мм2.
Принимаем кабель маркой ААШв-6-(3´95), Iдоп=340>54,5 А.
Данные кабеля: r0=0,447 Ом/км; х0=0,08Ом/км.
/>
/>
Тогда ток от двигателей будет равен:
/>
где ЕСД = Е//н×Uн/Uб=1,1×6/6,3=1,048 о.е. продолжение
--PAGE_BREAK--
Суммарный ток КЗ в точке К-3 на шинах 6 кВ с учетом подпитки от двигателей насосной будет равен:
S Iкз = I/к-3 + ISкз СД = 8,3 + 0,6 = 8,9 кА.
Ударный ток в точке К-3:
iуд3=Куд/>.
1.10.2 Выбор выключателей
Выбор вводных и секционных выключателей:
/>
Sр.завода =10143,3кВА;
/>
Iав=2×Iр.зав.=2×465,33=930 А.
Выбираем вакуумный выключатель типа 3AH105
Iном=1250 А; Iн.о.=125 кА
Секционный выключатель
/>
Выбираем вакуумный выключатель типа 3AH105
Iном=800 А; Iн.о.=50 кА; iуд.=125 кА
Сравнение характеристик:
Вводные выключатели
Секционный выключатель
Расчетные
Паспортные
Расчетные
Паспортные
Uн, кВ
6
7,2
6
7,2
Iн, А
930
1250
465
800
Iотк, кА
8,9
50
8,9
50
Выбор выключателей отходящих линий:
Магистраль ГПП-ТП1-ТП2:
/>/>/>
Выбираем вакуумный выключатель типа: 3AH105
Сравнение характеристик:
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн=7,2 кВ
Iн= 800 A
Iоткл=50 кА
Iскв=125 кА
I2×t=(50)2×3=7500 кА2 ×с
U=6 кВ
Iав=430,2А
Iкз=8,9 кА
Iуд=22,6 кА
B=(8,9)2×0,12=9,5 кА2×с
Электропривод
Магистраль ГПП-ТП3
/>
/>/>
Выбираем вакуумный выключатель типа: 3AH105 продолжение
--PAGE_BREAK--
Сравнение характеристик:
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн=7,2 кВ
Iн= 800 A
Iоткл=50 кА
Iскв=125 кА
I2×t=(50)2×3=7500 кА2 ×с
U=6 кВ
Iав=376
Iкз=8,9 кА
Iуд=22,6 кА
B=(8,9)2×0,12=9,5 кА2×с
Электропривод
3. Магистраль ГПП-СД:
/>/>
Выбираем вакуумный выключатель типа: 3AH105
Сравнение характеристик:
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн=7,2 кВ
Iн= 800 A
Iоткл=50 кА
Iскв=125 кА
I2×t=(50)2×3=7500 кА2 ×с
U=6 кВ
Iав=54,5
Iкз=8,9 кА
Iуд=22,6 кА
B=(8,9)2×0,12=9,5 кА2×с
Электропривод
4. Выключатель к ВБК: QВБК=1500 квар; Iр=33 А
Выбираем вакуумный выключатель типа: 3AH105
Сравнение характеристик:
Паспортные данные
Расчетные данные
Uн=7,2 кВ
Iн= 800 A
Iоткл=50 кА
Iскв=125 кА
I2×t=(50)2×3=7500 кА2 ×с
U=6 кВ
Iав=33А продолжение
--PAGE_BREAK--
Iкз=8,9 кА
Iуд=22,6 кА
B=(8,9)2×0,12=9,5 кА2×с --PAGE_BREAK--
6,5
Примем трансформатор тока ТЛ-6У3: Iн=1000 А; Uн=6 кВ; Sн =30ВА.
Сравнение характеристик:
Расчетные величины
По каталогу
Uн=6 кВ
Uн=6 кВ
Iав=930
Iн=1000А
iуд=22,6
Iдин=81 кА
S2 р=10,5 ВА
S2 н=30 ВА
Рассчитаем вторичную нагрузку трансформаторов тока.
Сопротивление вторичной нагрузки состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
R2=Rприб+Rпров+Rк-тов
Сопротивление приборов определяется по формуле:
/>/>
где Sприб. – мощность, потребляемая приборами;
I2 – вторичный номинальный ток прибора.
Допустимое сопротивление проводов:
/>
/>принимаем провод АКР ТВ; F=2,5мм2;
/>
S2=R2×/>=0,416×52=10,5 ВА,
где R2=Rприб+Rпров+Rк-тов=0,26+0,056+0,1=0,416 Ом.
Выбираем трансформатор тока на секционном выключателе шин ГПП:
Iр=465А ТЛМ-6-У3: Iн=500 А; Uн=6 кВ.
Вторичная нагрузка на секционном выключателе:
Прибор
Тип
А, ВА
В, ВА
С, ВА
Aмперметр
Э-350
0,5
0,5
0,5
Итого
0,5
0,5
0,5
Сравнение характеристик:
Расчетные величины
По каталогу
Uн=6 кВ
Uн=6 кВ
Iав=465
Iн=500А
iуд=22,6
Iдин=81 кА
S2 р=4,4 ВА
S2 н=10 ВА
/>/>
/>0,4-0,02-0,1=0,28 Ом;
/>принимаем провод АКР ТВ; F=2,5 мм2;
/>S2=R2×/>=0,0,176×52=4,4 ВА;
R2= 0,02+0,056+0,1=0,176 Ом. продолжение
--PAGE_BREAK--
Выбираем трансформатор тока на линии ГПП-(ТП1-ТП2);
Вторичная нагрузка на линии:
Прибор
Тип
А, ВА
В, ВА
С, ВА
Амперметр
Э-350
0,5
0,5
0,5
Wh
САЗ-И681
2,5
2,5
2,5
Varh
СР4-И689
2,5
2,5
2,5
Итого
5,5
5,5
5,5
/>/>
/>0,4-0,22-0,1=0,08 Ом;
/>принимаем кабель АКРТВ; F=2,5мм2;
/>S2=R2×/>=0,376×52=9,4 ВА;
R2= 0,22+0,056+0,1=0,376 Ом.
Трансформатор тока на линии ГПП-(ТП1-ТП2): Iав=430,2А; примем трансформатор тока ТПЛК-У3: Iн=500А; Uн=6кВ; Sн=10ВА.
Сравнение характеристик:
Расчетные величины
По каталогу
Uн=6 кВ
Uн=6 кВ
Iав=430,2 А
Iн=500А
iуд=14,4 кА
Iдин=81 кА
S2 р=9,4 ВА
S2 н=10 ВА
Трансформатор тока на линии ГПП-ТП3: Iав=376 А; примем трансформатор тока ТПЛК-6У3: Iн=500 А; Uн=6 кВ; Sн =10ВА.
Вторичная нагрузка на линии:
Прибор
Тип
А, ВА
В, ВА
С, ВА
Амперметр
Э-350
0,5
0,5
0,5
Wh
САЗ-И681
2,5
2,5
2,5
Varh
СР4-И689
2,5
2,5
2,5
Итого
5,5
5,5
5,5
/>/>
/>0,4-0,22-0,1=0,08 Ом;
/>принимаем кабель АКРТВ; F=2,5мм2;
/>S2=R2×/>=0,376×52=9,4 ВА; продолжение
--PAGE_BREAK--
R2= 0,22+0,056+0,1=0,376 Ом.
Сравнение характеристик:
Расчетные величины
По каталогу
Uн=6 кВ
Uн=6 кВ
Iав=376
Iн=500А
iуд=22,6
Iдин=81 кА
S2 р=9,4 ВА
S2 н=10 ВА
Выбор трансформаторов тока на СД:
Вторичная нагрузка на линии:
Прибор
Тип
А, ВА
В, ВА
С, ВА
Aмперметр
Э-350
0,5
0,5
0,5
Wh
САЗ-И681
2,5
2,5
2,5
Varh
СР4-И689
2,5
2,5
2,5
Varh
СР4-И689
2,5
2,5
2,5
Итого
8
8
8
/>/>
/>0,4-0,32-0,1=0,14 Ом;
/>принимаем провод АКР ТВ; F=2,5 мм2;
/>S2=R2×/>=0,316×52=7,9 ВА;
R2= 0,16+0,056+0,1=0,316 Ом.
Трансформаторов тока на СД:
Iр= 54,5А;
Примем трансформатор тока типа ТПЛК-6У3: Iн=100 А; Uн=6 кВ; Sн =10 ВА.
Сравнение характеристик:
Расчетные величины
По каталогу
Uн=6 кВ
Uн=6 кВ
Iав=54,5 А
Iн=100А
iуд=22,6
Iдин=81 кА
S2 р=4,4 ВА
S2 н=10 ВА
Трансформаторы тока на линии ГПП-ВБК: Iр= 33 А; продолжение
--PAGE_BREAK--
Примем трансформатор тока типа ТПЛК-6 У3: Iн=50 А; Uн=10 кВ; Sн =10ВА.
Сравнение характеристик:
Расчетные величины
По каталогу
Uн=6 кВ
Uн=6 кВ
Iав=33 А
Iн=50 А
iуд=14,4 кА
Iдин=74,5 кА
S2 р=9,4 ВА
S2 н=10 ВА
1.10.4 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:
1. по напряжению установки: Uном/>Uуст;
2. по вторичной нагрузки: Sном2/>S2расч;
3. по классу точности
4. по конструкции и схеме соединения
Вторичная нагрузка на линии:
Прибор
Тип
Sоб-ки, ВА
Число об к
cos
sin
Число приборов
Робщ, Вт
Q, вар
V
Э-335
2
2
1
2
8
-
W
Д-335
1,5
2
1
1
3
-
Var
И-335
1,5
2
1
1
3
-
Wh
СА3-И681
3 Вт
2
0,38
0,925
5
30
95,6
Varh
СР4-И689
3 вар
2
0,38
0,925
6
36
101
Итого
80
196,6
Расчетная вторичная нагрузка: продолжение
--PAGE_BREAK--
/>
Принимаем ТН типа НТМК-6У4:
Сравнение характеристик:
Uн т=6 кВ
Uн т=6 кВ
Sн 2=300 кВА
Sр 2=212 ВА
Схема соединения обмоток/>
1.10.5 Выбор силовых кабелей отходящих линий
Выбор кабелей производится по следующим условиям:
1. по экономической плотности тока: />
2. по минимальному сечению Fmin =a×Iкз×Ötп;
3. по условию нагрева рабочим током Iдоп каб/>Iр;
4. по аварийному режиму Iдоп ав/>Iав;
5. по потере напряженияDUдоп/>DUрас.
Выбираем кабель ГПП-ТП1-ТП2:
1. Подстанция ТП1-ТП2 двухтрансформаторная. Прокладываем в траншее два кабеля с расстоянием между ними 100 мм.
2. Расчетные токи в нормальном и аварийном режимах:
/>
/>
где />
а) по экономической плотности тока:
Fэ = Iр / jэк = 116,7/1,4=164 мм2. jэк=1,4 /> — для Тм= 5000ч.
Принимаем кабель марки ААШВ-6-(3185); Iдоп=340 А;
б) проверим выбранный кабель по термической стойкости к Iкз:
принимаем окончательно кабель ААШВ-6-(3185); Iдоп=340 А;
/>(8.4)
где tn – приведенное время к.з., с;
/>для алюминиевых жил из табл. 3.4 /1/
/>
в) проверка по аварийному току:
Iдоп ав =1,3×340=442 А 233,5 А;
г) проверка по рабочему режиму с учетом поправочного коэффициента Кпопр, зависящего от количества кабелей проложенных в одной траншее Кпопр=0,9 (2 кабеля в траншее): Iр/Кпопр =116,7/ 0,9=105 А, (340 А>105А).
Условия выполняются, тогда окончательно принимаем кабель марки ААШВ-6-(3/>185), с Iдоп=340А.
Все расчетные данные выбора остальных кабелей занесены в таблицу 1.10 «Кабельный журнал».
1.10 — Кабельный журнал
Наименование участка
Sр, кВА
Кол-во кабелей в траншее
Нагрузка
По экономической плотности тока, мм2
По допустимой нагрузке, мм2
По току короткого замыкания, мм2
Выбранный кабель
Iдоп, A
Iр, A
Iав, A
jэ
Fэ
Кп
Fдоп
Iк, A
S
ГПП-ТП1-ТП2
5147,64
3
157,4
314,9 продолжение
--PAGE_BREAK--
1,4
112
0,85
134
6,2
70
ААШв-6-(3185)
340
ГПП-ТП3
2814,63
3
86,08
172,2
1,4
61,5
0,85
73,2
6,2
70
ААШв-6-(395)
300
ТП1-ТП2
2873,47
2
131,8
263,6
1,4
94,2
0,9
119
6,2
70
ААШв-6-(370)
340
ГПП-СД
700
4
54,5
-
1,4
38,9
0,8
43,6
6,2
70
4ААШв-6-(370)
190
ГПП-ВБК
600
2
33
-
1,4
23,6
0,9
29,7
6,2
70
ААШв-6-(370)
190
1.10.6 Выбор шин ГПП
Сечение шин выбирают по длительно допустимому току и экономической целесообразности. Проверку шин производят на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.
Выбираем твердотянутые алюминиевые шины прямоугольного сечения марки АТ-806; Iдоп=1625 А (одна полоса на фазу):
Iав=1469,2А
iуд=22,6 кА
а) Iдоп=1625 А Iав=1469,2 А
б) проверка по термической стойкости к Iкз
Fmin=×Iкз×/>=12×8,3×/>=99,6 мм2
в) проверка по динамической стойкости кiудкздоп=700 кгс/см2:
/>/>
W=0,167×b×h2=0,167×0,8×62=4,8 см3
где L=80 см – расстояние между изоляторами;
а=60 см – расстояние между фазами;
b=0,8 см – толщина одной полосы;
h=6 см – ширина (высота) шины.
Из условия видно, что шины динамически устойчивы.
1.10.7 Выбор изоляторов
Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:
а) по номинальному напряжению: Uном³ Uуст;
б) по допустимой нагрузке: Fдоп Fрасч.
где Fрасч. – сила, действующая на изолятор; продолжение
--PAGE_BREAK--
Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора, Fдоп = 0,6Fразруш.;
Fразруш – разрушающая нагрузка на изгиб.
/>
Выбираем изолятор типа ОНШ-10-500У1, Fразруш =500 кгс.
Fдоп = 0,6×Fразруш = 0,6 ×500300кгс (> 47,8 кгс), условие выполняется.
1.11 Выбор автоматических выключателей на отходящие линии ЩО70 напряжением 0,4 кВ механического цеха
Существуют следующие требования к выбору автоматических выключателей:
а) номинальное напряжение выключателя не должно быть ниже напряжения сети;
б) отключающая способность должна быть рассчитана на максимальные токи к.з., проходящие по защищаемому элементу;
в) номинальный ток расцепителя должен быть не меньше наибольшего расчетного тока нагрузки и выключатель не должен отключаться в нормальном режиме работы защищаемого элемента
/>(13.2)
г) при допустимых кратковременных перегрузках защищаемого элемента автоматический выключатель не должен срабатывать; это достигается выбором уставки мгновенного срабатывания электромагнитного расцепителя
/>(13.3)
где Iп – пиковый ток группы двигателей
/>(13.4)
где Iп.макс – наибольший из пусковых токов двигателей группы приемников, определяемый по паспортным данным, А;
Iр – расчетный ток группы приемников, А;
Rи – коэффициент использования двигателя, имеющего Iп.макс ;
Iном.макс – номинальный ток двигателя (приведенный к ПВ=1) с наибольшим пусковым током, А.
1. Линия от КПТ до ПР1
Расчетный ток Iр.ПР1 = 55 А;
Номинальный ток расцепителя
/>
Ток срабатывания расцепителя
/>,
где
/>
По таблице 6.10 выбираем автоматический выключатель GBL203 Iном=250А; Iср.р.=245,43А
Проверяем кабель, питающий ПР1 по согласованию с защитой:
/>
Условие не выполняется, принимаем кабель большего сечения: четырехжильный ААБ (3х50) + 1х35мм; Iдоп=110А из табл. П3.7 [2].
/>
Условие выполняется, окончательно выбираем кабель ААБ(3х50)+ 1х35мм, где Кзащ= 0,22 по табл. 7.6 [1] для сетей, где защита от перегрузки не требуется, а автоматический выключатель имеет только максимальный мгновенно действующий расцепитель.
2. Линия от КТП к ПР2
Расчетный ток Iр.ПР2 = 67 А;
Номинальный ток расцепителя
/>
Ток срабатывания расцепителя
/>
где
/>
По табл. 6.10 [2] выбираем автоматический выключатель GBL203 Iном=250А; Iср.р.=600А
Проверяем кабель, питающий ПР2:
/>
Условие не выполняется, принимаюем кабель большего сечения: четырехжильный ААБ (3х95) + 1х50мм; Iдоп=165А из табл. П3.7
/>
Условие выполняется, окончательно принимаем кабель ААБ(3х95)+ 1х50мм.
3. Линия от КТП до ШРА1
Расчетный ток Iр.ШРА1 = 113 А;
Номинальный ток расцепителя
/>
Ток срабатывания расцепителя
/>,
Где
/>
По табл. 6.10 [2] выбираем автоматический выключатель GBL203 Iном=250А; Iср.р.=400А
Проверяем кабель, питающий ШРА-1 по согласованию с защитой:
/>,
где Кзащ= 0,22 по табл. 7.6для сетей, где защита от перегрузки не требуется, а автоматический выключатель имеет только максимальный мгновенно действующий расцепитель.
Принимаем кабель АВВГ 3*25+1*16 мм, Iдоп=115А.
4. Линия КТП-ОЩВ1
Расчетная осветительная активная мощность цеха № 11
Рр.о = 15,23кВт
Расчетный ток
/>или/> продолжение
--PAGE_BREAK--
Выбираем автомат типа ABE53b:
Номинальный ток расцепителя:
/>
Ток срабатывания расцепителя:
/>
Выбираем кабель, питающий ЩО по :
а) нагреву длительным расчетным током:
/>
Выбираем кабель сечением S = 10 мм2, Iдоп = 60 А.
б) условию согласования с защитой:
/>
в) Потере напряжения:
/>
Выбираем сечение S = 16 мм2, DU% = 2,8 %.
Выбор кабелей и автоматических выключателей 0,4 кВ.
Линия КТП3 – цех № 18 (на генплане):
Расчетный ток в линии: Iр=955,7
Допустимый ток в кабеле:
/>
Номинальный ток расцепителя:
/>
Ток срабатывания расцепителя:
/>
Выбираем автоматический выключатель типа LBA-16-1600C Iном=1600А,Uном=690В, Icu=65 кА с электронным реле отключения OSR II.
Выбираем кабель по длительному расчетному току:
/>
где Ксн = 0,85 по табл. 7.17 [2] при прокладке трех кабелей в траншее.
Выбираем три кабеля типа ААШвУ, сечением S = 185 мм2, Iдоп = 340 А по табл. П.3.7
Проверяем по согласованию с защитой:
Iдоп=Iдоп×n×Кс,
где n — количество кабелей
/>
где Кзащ = 0,66 по табл. 7.6
Проверяем по потере напряжения:
/>(8.5)
где /> — удельные сопротивления кабелей с учетом их удвоения в траншее, т.е. />, />, Ом/км;
l – длина линии в км;
cosj = 0,976, sinj = 0,22.
/>
/>
что соответствует требованию в пределах 5%.
Аналогично рассчитываем кабели и токи защиты автоматических выключателей других электроприемников, питаемых от КТП на напряжении 0,4/0,23 кВ и сводим в таблице 1.11
Таблица 1.11 — Выбор выключателей на U=0,4/0,23кВ
Наименование линии
Iр, А
Тип авт.выкл., Iном, А
Iном.распо расчету, А
Iном.расА
Iср.рпо расч, А
Iср.р, А
КТП1-цех №1
59,32
ABS103b Iном=100А
77,12
100
92,1
100
КТП1-цех №2
183
ABT-403b Iном=400А
237,93
400
284
300
КТП1-цех№3
192,7
ABT-403b Iном=400А
250,55
400
299
350 продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--
КТП2
2459,52
1777,11171
3554,2234
LBA 50С
3909,64577
5000
1999,2507
2000
2500
2159,19073
LBA 25
КТП3
2763,12
1996,47542
3992,9508
LBA 50С
4392,24593
5000
2246,0348
2500
2500
2425,71764
LBA 25
1.11.1 Расчет токов короткого замыкания
Для расчета токов короткого замыкания составим схему питания наиболее удаленного электроприемника прессово-термического цеха (рисунок 1.7, а) для проверки его аппарата защиты на отключающую способность и схему замещения (рисунок 1.7, б)
/>/>
/>/>
/>
/>
/>
/>/>/>
/>/>/>
/>
/>
/>
/>/>
/>
/>/>
/>/>
/>
/>
/>
/>
а) б)
Рисунок 1.7
/>активное и реактивное сопротивление трансформатора;
/>активное и реактивное сопротивление катушек и контактов автоматических выключателей;
/>переходное сопротивление контактных соединений (шинопровод кабель, кабель – кабель и т.д.);
/>активное и реактивное сопротивление шинопровода;
/>активное и реактивное сопротивление кабеля;
/>активное и реактивное сопротивление проводов.
Определим сопротивление системы:
/>
rс = 0.
Принимаем трансформатор ТСЗ-1600/6.
Каталожные данные трансформатора ТСЗ-1600/6: Uвн=6 кВ, Uнн= 0,4 кВ, DРхх = 4,2 кВт, DРкз= 16 кВт, Uкз% = 5,5,
Iхх%=1,5 соединение обмоток D/Yо – 11. (Л-5, Т.27.6)
Полное сопротивление трансформатора 1600 кВА
/>
Активное сопротивление трансформатора 1600 кВА:
/>
Индуктивное сопротивление трансформатора 1600 кВА:
/>
Сопротивление катушек (расцепителей) максимального тока Хкв и переходных сопротивлений контактов автоматического выключателя:
RА1+Rконт1+ Rпер1=0,25 мОм; ХА1=0,08 мОм;
RА2+Rконт2+ Rпер2=0,43 мОм; ХА2=0,13 мОм;
RА3=0,36 мОм; ХА3=0,28 мОм;
Сопротивление шины от выводов трансформатора до сборных шин 0,4 кВ КТП:
Rкаб=r0 × l =0,28×30=8,4 мОм; Хкаб=r0 × l =0,06×30=1,8 мОм;
Rпров=r0 × l =0,28×5=1,4 мОм; Хпров=r0 × l =0,06×5=0,3 мОм;
Определим значения тока трех- и двухфазного к.з. в точке К3
R3=Rт+RА1=1,6+0,25=1,85 мОм
Х3=Хт+ХА1=5,26+0,08=5,34 мОм
Трехфазный ток КЗ в точке К-3
/> продолжение
--PAGE_BREAK--
/>
/>постоянная времени
Ударный ток в точке К-3:
/>
Двухфазный ток КЗ в точке К-3
/>
Определим значения тока трех и двухфазного КЗ в точке К-2
R2=R3+RА2+Rконт3+Rкаб=1,85+0,43+8,4=10,68 мОм
Х2=Х3+ХА2+Хкаб=5,34+0,13+1,8=7,27 мОм
Трехфазный ток КЗ в точке К-2
/>
/>
Ударный ток в точке К-2
/>
Двухфазный ток КЗ в точке К-2
/>
Определим значения тока трех и двухфазного КЗ в точке К-1
R1=R2+ Rпров+RА1=10,68+1,4+0,36=12,44 мОм
Х1=Х2+ Хпров+ХА1=7,27+0,3+0,28=7,85 мОм
Трехфазный ток КЗ в точке К-1
/>
/>
Ударный ток в точке К-1
/>кА
Двухфазный ток КЗ в точке К-1
/>
Расчёт однофазного короткого замыкания
Вместо />принимаем полное сопротивление цепи фаза-нуль; />полное сопротивление цепи фаза-нуль кабельной линии; />полное сопротивление цепи фаза-нуль провода;
/>полное сопротивление фазы трансформатора
/>; />;
/>(при соединении обмоток трансформатора Δ/yە-11)
/>(при соединении обмоток трансформатора y/yﻩ— 12)
При однофазном к.з. в точке К3 и соединении обмоток трансформатора Δ/yە-11
/>
/>
При однофазном к.з. в точке К2 и соединении обмоток трансформатора Δ/yە-11
/>
/>
При однофазном к.з. в точке К1 и соединении обмоток трансформатора Δ/yە-11
/>
При однофазном к.з. в точке К3 и соединении обмоток трансформатора y/yﻩ-12
/>
/>
При однофазном к.з. в точке К2 и соединении обмоток трансформатора y/yﻩ-12
/>
/>
При однофазном к.з. в точке К1 и соединении обмоток трансформатора y/yﻩ-12
/>
Проверка оборудования по отключающей способности:
Предельный отключающий ток автомата GBL203 Iном=250А 35кА>18 кА
Предельно отключающий ток автоматического выключателя ABT 403bрасцепителем на Iном=400А 35кА>15,7кА продолжение
--PAGE_BREAK--
Выбранные автоматы и предохранители по отключающей способности и чувствительности соответствует требованиям.
1.14 Релейная защита и автоматика
Релейная защита трансформатора ГПП
В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения отдельных ее элементов. Наиболее опасными и частыми видами повреждений являются КЗ между фазами электрооборудования и однофазные КЗ на землю в сетях с большими токами замыкания на землю. В электрических машинах и трансформаторах наряду с междуфазными КЗ и замыканиями на землю имеют место витковые замыкания. Вследствие возникновения КЗ нарушается нормальная работа системы электроснабжения, что создает ущерб для промышленного предприятия.
При протекании тока КЗ элементы системы электроснабжения подвергаются термическому и динамическому воздействию. Для уменьшения размеров повреждения и предотвращения развития аварии устанавливают совокупность автоматических устройств, называемых релейной защитой и обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключение поврежденного элемента или сети.
Основные требования, предъявляемые к релейной защите, следующие: надежное отключение всех видов повреждений, чувствительность защиты, избирательность (селективность) действия – отключение только поврежденных участков, простота схем, быстродействие, наличие сигнализации о повреждениях.
Устройства релейной защиты для силовых трансформаторов предусматривают от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: многофазных замыканий в обмотках и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью; витковых замыканий в обмотках; токов в обмотках, обусловленных перегрузкой; понижения уровня масла.
1) Дифференциальная защита
Данная защита выполняется на реле РНТ-565 и защищает трансформатор от однофазных КЗ в обмотке и ошиновке трансформатора в зоне ограничения трансформаторами тока. При повреждении в трансформаторе дифференциальная защита дает импульс на отключение выключателей 10 кВ, 110 кВ ввода трансформатора.
2) Максимальная токовая защита (МТЗ)
Эта защита применяется в качестве защиты от внешних коротких замыканий и является резервной по отношению к дифференциальной защите. МТЗ выполняется на переменном оперативном токе в двухфазном исполнении на базе реле РТ-40. Защита выполнена в виде трех комплектов МТЗ с комбинированным пуском по напряжению.
3) Газовая защита
Газовая защита является чувствительной реагирующей на повреждение внутри трансформатора, особенно при витковых замыканиях в обмотках, на которые газовая защита реагирует при замыкании большого числа витков.
Газовая защита также реагирует на повреждения изоляции стянутых болтов и возникновение местных очагов нагрева стали сердечника. Газовая защита срабатывает при достижении скорости движения масла от бака к расширителю от 0,6-0,8 л/с. Она реагирует на появление газа в кожухе трансформатора и снижение уровня масла, защита выполняется на базе реле РТЗ-261, которое поставляется с трансформатором. При всех видах повреждений газы, образовавшиеся в результате разложения масла и изоляции проводов, направляются через реле, установленное на трубопроводе, соединяющем бак трансформатора с расширителем и вытесняют масло из камеры реле в расширитель. В результате этого уровень масла в газовом реле понижается, установленные в реле поплавки опускаются, а прикрепленные к ним колбочки с ртутными контактами поворачиваются. При этом действует предупреждающий сигнал.
При бурном газообразовании, сопровождающемся течением струи масла под давлением, поворачиваются поплавок и колбочка с контактами. Последние, замыкаясь, действует на отключение выключателя 10 кВ трансформатора и отключение выключателя 110 кВ.
4) Защита от перегрузок
На трансформаторах номинальной мощностью 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени.
Защита выполняется на базе реле РТ-40 (КА5, КА6) с действием на сигнал, реле включается в цепь трансформатора тока со стороны низшего напряжения.
Исходные данные
Трансформатор ТДН-10 МВА; 115±16%/6,6 кВ; ток трехфазного короткого замыкания Iкз=6,16 кА.
Расчет дифференциальной токовой защиты для трансформаторов ГПП.
а) Определение первичных номинальных токов на сторонах силового трансформатора (Iном1 и Iном2):
/>, А,
/>А,
/>А
и коэффициенты трансформации трансформаторов тока:
/>, А,
/>А,
/>, А
/>А
Принимаем стандартные коэффициенты трансформации:
nТ1=100/5=20, ТВТ-110 (опорные в фарфоровой покрышке);
nТ2=600/5=120, ТЛМ-10 (с литой изоляцией).
б) Определим вторичные номинальные токи в плечах дифференциальной защиты:
/>, А,
/>А,
/>А
Так как основная сторона дифференциальной защиты принимается по большему значению (iн1 и iн2), то в данном случае iн2> iн1. Сторону напряжением 6 кВ принимаем за основную и все расчеты приводим к основной стороне.
в) Выбирается ток срабатывания защиты из условия отстройки:
1) от броска намагничивания
Iсз = Котс× Iнт2, А,
где Котс=1,3-1,4 – коэффициент отсечки для РТН-565
Iсз = 1,3×2082=2706,6 А;
2) от максимального тока небаланса
Iсз = Котс×Iнб= Котс× (/>), А,
где Котс=1,3 – коэффициент отсечки для РНТ-565.
Составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью (ток намагничивания) трансформаторов тока, питающих дифференциальную защиту определяется по формуле:
/>= Ка·Кодн·e·Iкмакс, А,
/>= 1×1×0,1×6,16=616 А
где Кодн – коэффициент, учитывающий однотипность трансформаторов тока (Кодн=1); продолжение
--PAGE_BREAK--
e — коэффициент, учитывающий 10% погрешность трансформаторов тока (e=0,1);
Ка – коэффициент, учитывающий переходной режим (апериодическая составляющая), (Ка=1 для реле с БНТ);
Iкмакс – максимальное значение тока КЗ за трансформатором, приведенная к основной стороне трансформатора.
Составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора:
/>/>А,
где ±DN = ±16 – полный диапазон регулирования напряжения.
/>А
Составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью установки на коммутаторе реле РНТ расчетного целого числа витков обмоток:
/>,
где W1расч., W1 – соответственное расчетное и установленное число витков обмоток реле РНТ для не основной стороны.
На первом этапе установки дифференциальной защиты I///нб не учитывается, т.е.
Iсз = Котс× Iнб = Котс·(/>), А,
Iсз = 1,3× (616+985,6)=2082 А.
За расчетную величину тока срабатывания защиты принимаем большее значение между:
Iсз (от намагничивания) = 985,6 А,
Iсз (от небаланса) = 2082 А
г) Производится предварительная проверка чувствительности защиты при повреждениях в зоне ее действия
Кч=/>>2,
где Iкмин – минимальное значение тока КЗ (обычно двухфазное в зоне защиты)
Кч=/>=/>=2,57>2
Iк.мин=0,87×Iкз, А,
Iк.мин=0,87×6160=5359,2 А.
Так как коэффициент чувствительности больше двух, то расчет можно продолжать.
д) Определяется ток срабатывания реле, отнесенный к стороне с большим током в плече (основной стороне)
Iср=/>, А,
где КТ, Ксх – берется для основной стороны.
Iср=/>= 17,35 А
е) Определяется расчетное число витков обмотки реле основной стороны
Wосн.расч.=/>, витков,
Wосн.расч.=/>= 5,7 витка.
Полученное число витков обмотки округляем до ближайшего меньшего числа витков, которое можно установить на реле РНТ-565, т.е. Wосн.расч= 5 витков.
ж) Определяется число витков обмотки неосновной стороны
W неосн.расч= />× Wосн.расч, витков,
где iн1 – вторичный номинальный ток основной стороны;
iн2 – вторичный номинальный ток другого плеча защиты.
W неосн.расч= />=2,9 витков.
3) Определяется ток небаланса с учетом I/>.
I/>= />×/>, А,
I/>= />×6160=212,4 А
е) Повторно определяется первичный ток срабатывания защиты и вторичный ток срабатывания реле:
Iсз=1,3× (616+985,6+212,4)=2365,2 А
Iср=/>×Ксх, А,
Iср=/>×1= 19,7А.
Полученные значения удовлетворяют требованиям, предъявляемые к дифференциальной защите.
Дифференциальная защита трансформаторов выполняется на реле РНТ-565, имеющий быстронасыщающийся трансформатор и уравнительные обмотки с регулирующими резисторами, с помощью которых можно отстраивать действия защиты. Таким образом, обеспечивается повышенная чувствительность защиты.
Расчет максимальной токовой защиты для трансформатора ГПП МТЗ устанавливается с высшей стороны трансформатора и действует с выдержкой времени при КЗ.
Ток срабатывания МТЗ выбирается исходя из условия отстройки (несрабатывания) от перегрузки. Ток перегрузки обычно определяется из рассмотрения 2-х режимов:
1. отключение параллельно работающего трансформатора:
Iнагр.макс=0,8×Iном.тр,
Iнагр.макс=0,8×50,3=40,2 А.
2. автоматическое подключение нагрузки при действии АВР
Iнагр.макс= I1+ I2=0,8·(Iном.тр1+ Iном.тр2),
Iнагр.макс=0,8× (100,6+100,6)=161 А. продолжение
--PAGE_BREAK--
Ток срабатывания защиты выбирается по формуле:
Iсз=/>× Iраб… макс, А,
где Котс= 1,1-1,2 для реле РТ-40;
Квоз=0,85 – коэффициент возврата реле;
Кзап=2,5 – коэффициент самозапуска обобщенной нагрузки;
Iсз=/>× 161=520,9 А.
Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ:
К/>>1,5,
где Iк.мин – минимальный ток двухфазного КЗ до трансформатора ГПП.
К/>=6,6>1,5
Выдержка времени выбирается из условия селективности на ступень выше наибольшей выдержки времени tп защит присоединений, питающихся от трансформатора
tт=tп+Dt, с,
где tп=0,8 с – выдержка времени защиты, установленной на присоединениях питающихся от данного трансформатора,
Dt=0,5 с – ступень выдержки времени.
tт=0,8+0,5=1,3 с.
Расчет защиты от перегрузки.
Защиту от перегрузки осуществляют одним реле РТ-80 с ограниченно зависимой характеристикой. Защита действует на сигнал с выдержкой времени. Ток срабатывания выбирают из условия возврата реле при номинальном токе трансформатора:
Iсз=/>× Iном… тр, А,
Iсз=/>× 50,3= 66 А.
Время действия защиты от перегрузки выбирается на ступень больше МТЗ:
tпер=tмтз+Dt, с
tпер=1,3+0,5=1,8 с.
Автоматика и сигнализация.
На подстанциях предусматривается следующая автоматика:
1) Автоматическое включение резерва (АВР). АВР питания или оборудования предусматривают во всех случаях, когда электроснабжение вызывает убытки, значительно превышающие стоимость установки устройства АВР. В случае повреждения одного из трансформаторов, происходит его отключение и автоматическое включение секционного выключателя, чем обеспечивается бесперебойное электроснабжение потребителей.
2) Автоматическое повторное включение (АВР) трансформаторов предусматривается для автоматического восстановления их нормальной работы после аварийных отключений, не связанных с внутренними повреждениями трансформатора. АПВ трансформаторов является обязательным на однотрансформаторных подстанциях с односторонним питанием. На Двухтрансформаторных подстанциях с односторонним питанием АПВ целесообразно устанавливать в том случае, если отключение одного трансформатора вызывает перегрузку другого и в связи с этим часть потребителей должна отключиться. АПВ позволяет без вмешательства обслуживающего персонала восстановить питание линии после кратковременных КЗ.
2. Специальная часть
2.1 Выбор уставок защиты электродвигателя с применением микропроцессорного устройства защиты MiCOM P220
Согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ) на двигателях напряжением выше 0,4–10 кВ, должны устанавливаться следующие устройства релейной защиты:
а) Защита от междуфазных коротких замыканий – отсечка или дифференциальная защита.
б) Защита от замыканий на землю и от двойных замыканий на землю — токовая защита нулевой последовательности.
в) Защита от перегрузки.
г) Для синхронных двигателей дополнительно требуется защита от асинхронного режима.
На шинах 6 кВ установлены 4 синхронных двигателя:
Насосы СТД-630-23УХЛ4: Рн = 630 кВт, Sном = 595 кВА, h=95,8 %,
Iп/Iн = 5,66, Ммакс/Мн = 2,08
Необходимые для расчета данные сведены в таблицу 2.1.
Таблица 2.1
Ток трехфазного КЗ на шинах
— максимальный режим
— минимальный режим
1,35 кА
1,28кА
Расчетное напряжение на шинах
6,3 кВ
Ток замыкания на землю внешней сети — максимальный режим — минимальный режим
10А
4А
Тип двигателя:
Асинхронный, cкороткозамкнутым ротором
СТД-630-23УХЛ4
Номинальная мощность
630 кВт
Номинальное напряжение
6300 В
Номинальный ток
69 А
Кратность тока самозапуска
5,66
Номинальное количество оборотов
1492
КПД при номинальной нагрузке
95,8% продолжение
--PAGE_BREAK--
Cosjпри номинальной нагрузке
0,86
Уровень компенсации Cos j
0,97
Способ подключения компенсирующей емкости
Параллельно двигателю
Мощность компенсирующей емкости
230 кВАр
Ток холостого хода
24А
Допустимое время заклинивания ротора в горячем состоянии двигателя
12 сек
Коэффициент трансформации фазных трансформаторов тока
100/5
Коэффициент трансформации трансформатора тока нулевой последовательности
100
2.1.1 Выбор токовой отсечки.
Ток срабатывания отсечки по условию отстройки от пускового тока двигателя производится по выражению:
Iсз = kн×Iп.макс = 1,8×390,54 = 702,972А
kн – коэффициент надежности, с учетом отстройки от броска тока намагничивания равен 1,8;
Iп.макс – пусковой ток двигателя в максимальном режиме;
Iп.макс = kпуск×Iном = 5,66×69 = 390,54 А.
Проверка чувствительности в минимальном режиме:
Кч = I (2)кз/ Iсз = 1280×/>/(2×702,972) = 2,57.
Уставка, которую необходимо выполнить на реле:
I>> = Iсз/IнТА = 702,972/100= 7,02
где I>> – уставка отсечки на реле;
IнТА – номинальный первичный ток трансформатора тока.
Проверка чувствительности в минимальном режиме:
Кч = I (2)кз/Iср = 1280×/>/(2×702,972) = 2,57
Чувствительность отсечки соответствует нормам (не менее 2).
2.1.2 Выбор уставок защиты от замыканий на землю.
Защита от замыкания на землю должна работать на отключение при первичных емкостных токах 10А и более для двигателей, мощностью менее 2000кВт. В исходных данных отсутствуют токи замыкания на землю в сети 6кВ. Уставка защиты выбирается стандартным способом независимо от того, необходимо ли ее действие на отключение. Даже в случае, если такой необходимости нет, должна иметься защита от двойных замыканий на землю.
Произведем проверку отстройки защиты от броска емкостного тока двигателя при внешних замыканиях на землю. Бросок тока при перемежающейся дуге может быть равен 3-4 собственного емкостного тока двигателя. Таким образом, уставка защиты по условию отстройки от броска емкостного тока при внешних КЗ:
Iсз = Kн× 4 × Iс дв
где Kн = 1,2 – стандартный коэффициент надежности для реле фирмы ALSTOM;
Icдв — емкостной ток двигателя.
Поскольку емкостной ток замыкания на землю не задан, применяем упрощенную формулу расчета емкостного тока двигателя:
Iс дв = 0,0172; Sном(МВА) = 0,0172 × 0,552 = 0,012 А.
Sном = />×Uном×Iном = />×6,3×0,069 = 0,752 МВА.
Уставка защиты от замыкания на землю двигателя по выражению
Iср = Kн× 4 × Iс дв = 1,2×4×0,012 = 0,06 А, первичных. вторичный ток при условно принятом коэффициенте трансформации ТНП = 100
Iо>> = 0,06/100 = 0,0006 можно принять минимальную уставку 0,002.
Можно принять и другое требование к выполнению уставки защиты двигателя от замыканий на землю – исходить из величины тока замыкания на землю, при которой требуется обязательное отключение двигателя (10А).
В защите протекает емкостной ток сети за вычетом тока двигателя и кабеля связи двигателя с ячейкой, величиной которого в данном случае пренебрегаем.
Таким образом, первичная уставка срабатывания защиты от замыкания на землю двигателя должна быть равна 10А первичных или 10/100=0,1 А вторичных.
Решение о принципе выбора уставки определяется требованиями завода- изготовителя двигателя или эксплуатирующей организацией.
2.1.3 Выполнение уставок на устройстве.
Мощность вторичной обмотки трансформатора тока ТНП типов ТЗЛ или ТЗР невелика. Поэтому ток срабатывания защиты от замыкания на землю должен быть проверен подачей первичного тока в провод, пропущенный через магнитопровод кабельного трансформатора тока. Предварительно на устройстве выполняется уставка, исходя из коэффициента трансформации трансформатора тока 100, которая и корректируется после подачи тока в первичную сторону ТТ при наладке. Таким образом, должен быть задан только первичный ток срабатывания защиты.
Учитывая отсутствие паспортных данных о токе замыкания на землю двигателя желательно произвести его замер при наладке и уточнить уставку.
Уставку по времени можно принять 0,1 сек.
При наличии защиты от замыканий на землю, защита от двойных замыканий на землю не требуется. Однако, учитывая низкую уставку по току защиты от замыкания на землю и большую кратность ТКЗ, целесообразно ее продублировать более грубой второй ступенью для работы при двойных замыканиях на землю – 50А и 0,0сек.
2.2 Защита от перегрузки
Для защиты от перегрузки должны быть выданы следующие уставки:
2.2.1Эквивалентный ток нагрузки состоит из тока прямой последовательности и оказывающий повышенное влияние на нагрев двигателя ток обратной последовательности
Iэкв вычисляется в соответствии с соотношением: продолжение
--PAGE_BREAK--
Iэкв = (Iпр2 + Кэ. Iобр2)0,5
2.2.2 Тепловой уровень в защите вычисляется по выражению:
ΘI+1 = (Iэкв/IΘ >.)2. [1- exp(-0.1/T)] + Θi. exp(-0.1/T) ,
где Кэ – коэффициент усиления влияния тока обратной последовательности для отечественных двигателей принимаем 6;
IΘ > – уставка тока тепловой перегрузки;
IΘ > = 1,1× Iн.дв./коэф.тт = 1,1×69/100 = 0,76
Т – тепловая постоянная времени нагрева двигателя ее, можно вычислить исходя из следующих соображений: в паспорте двигателя указывается допустимое время заклинивания ротора в горячем состоянии: 12 сек. Тогда постоянная времени пуска;
Те2 = t доп ( К2 – 1) = 12 ((5,6/ 1,1)2 – 1) = 500сек или 8 минут.
В зависимости от режима работы двигателя, защита использует одну из трех следующих постоянных времени:
— постоянная времени перегрузки Те1, для перегрузок, когда учитывается отдача в окружающую среду, примем на 2 минуты больше – 10минут;
— постоянная времени охлаждения Тох для отключенного двигателя можно принять 4 Те2 или 32 мин.
2.2.3 При подключении компенсирующей мощности непосредственно к двигателю через трансформатор тока и защиту протекает суммарный ток батареи и двигателя, который можно вычислить следующим образом:
Sкомп = Р/(Cosj × h) = 630/( 0,97 × 0,95) = 670 кВА;
I защ = Sком/(U ×/>) = 670/(6,3×/>) = 61,5 А.
Таким образом, с учетом наличия компенсации нужно принять номинальный ток 61,5 А.
IΘ > = 1,1×Iн.дв./коэф.тт = 1,1×61,5/100 = 0,68
2.2.4 Дополнительные уставки, связанные с тепловой перегрузкой двигателей:
а) Ввести запрет отключения от тепловой перегрузки при пуске двигателя.
Уставка: Да.
б) Уставка сигнализации тепловой перегрузки, при действии защиты от перегрузки на отключение: Θсигн. = 0,95.
в) Уставка функции: запрет пуска Θ запрета пуска = 0,9.
г) Уставка функции: затяжной пуск.
Способ выполнения функции по факту включения выключателя и по току (52А =I).
Уставка по току пуска: Istart =2 IΘ = 2×0,76 =1,52.
Уставка по времени: tstart = 1,2; tпуск =1,2×12= 14,4сек. Принимаем 15сек.
2.3 Функция: заклинивание ротора
Выполняется при наличии датчика вращения двигателя.
Заклинивание ротора двигателя может произойти при пуске двигателя или в процессе его работы.
Уставка по току пуска, по условию отстройки от реально возможной перегрузки двигателей:
Istall =2 IΘ = 1,52 без учета емкостной компенсации;
Istall =2 IΘ = 1,36
Уставка по времени пуска:
tstall = 5сек.
2.4 Функция «несимметрия». Защита двигателя от перегрузки токами обратной последовательности.
Ступень Ii>. = 0.25 Iном / 100= 0,17
Выдержка времени должна обеспечить отключение несимметричных коротких замыканий в прилегающей сети, для чего она должна быть на ступень больше чем защита питающего трансформатора.
tIi> = tмтз +Dt
Условно принимается 2 сек и уточняется по месту.
Ступень Ii>> не используется.
Выбранные уставки на реле сведены в таблицу 2.2
Таблица 2.2
Параметр
Величина
1группа уст.
Величина
2группа уст.
Примечание
Фазные ТТ
Номинальный первичный ток
Номинальный вторичный ток
100
5
100
5
Трансформатор тока НП
Номинальный первичный ток
Номинальный вторичный ток
100
1
100
1
Величина уточняется при наладке
Защита от КЗ
Ток срабатывания I>>
Выдержка времени
8,8
0,01
8,8
0,01
Защита от замыканий на землю
Ступень Iо> ток
Ступень Iо>> время
Ступень Iо> > ток
Ступень Iо> > время
0,1(10Аперв.) продолжение
--PAGE_BREAK--
0,1 сек.
0,5(50Аперв.)
0,01сек.
0,1(10Аперв.)
0,1 сек.
0,5(50Аперв.)
0,01сек.
Уставки уточняются на основании заводских требований к ЗЗ двигателя и измерений КТТ ТНП
Защита от перегрузки.
Ступень теплового тока IΘ
Постоянная времени
перегрузки Те1
Постоянная времени пуска Те2
Постоянная времени
охлаждения Тох
Коэффициент влияния тока обратной последовательности Кэ
Ступень тепловой сигнализации
Запрет пуска
Запрет отключения от тепловой перегрузки при пуске
0,68
10 мин.
0,8 Те1
3.2 Те1
6
0.95Θ
0.9 Θ
ДА
0,76
10 мин.
0,8 Те1
3.2 Те1
6
0.95Θ
0.9 Θ
ДА
Защита от затяжки пуска
Критерий определения пуска
Ток контроля пуска Istart
Время контроля пуска tstart
52+I
2 IΘ
15
52+I
2 IΘ
15
Защита от заклинивания ротора
Istall
Tstall
2 IΘ
5
2 IΘ
5
Может быть введена при наличии на двигателе датчика вращения
Защита от несимметрии
1 ступень ток l2 li> время tli>
2 ступень не используется
0.17
2.0
Время согласовывается с уставкой защиты питающего тр-ра (уточняется по месту).
Функция потери нагрузки
Уставка минимального тока l
Выдержка времени tI
Выдержка времени запрета при
пуске tinhib
0.15
5.0
15.0
0.29
5.0
15.0
Уточняется при наладке по фактической величине минимального тока нагрузки и тока холостого хода.
Уставка по времени учета пусков Т reference
Количество пусков из горячего состояния
Количество пусков из холодного состояния
Время запрета пуска tinhib
30 мин
1
2
5 мин
30 мин
1
2
5 мин
3 Безопасность жизнедеятельности
3.1 Разработка нормативов предельно допустимых выбросов предприятия и расчет санитарно – защитной зоны
В процессе производства тканей и нитей широко используются окрасочные работы, переработка неметаллических материалов, лакокрасочные операции и т. п., что приводит к выбросам вредных веществ в атмосферу.
Для снижения этих выбросов производят разработку нормативов предельно допустимых и временно согласованных выбросов (ПДВ и ВСВ) для стационарных источников.
Предельно допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу (ПДВ) устанавливаются для каждого источника загрязнения атмосферы таким образом, что выбросы вредных веществ от данного источника или от совокупности источников с учетом перспективы развития промышленного предприятия и рассеяния вредных веществ в атмосфере не создают приземную концентрацию, превышающую их предельно допустимую концентрацию (ПДК) для населения, растительного и животного мира (ГОСТ 17.23.02-90). Значение ПДВ устанавливаются при разработки ведомственных предложений по ПДВ, водных томов «Охрана атмосферы города и предельно допустимый выброс», подразделов, касающихся защиты атмосферы от загрязнения, в разделе «Охрана окружающей среды» различных видов предпроектной и проектной документации на строительство новых и реконструкцию существующих предприятий (ППД). Они устанавливаются как для строящихся, так и для действующих предприятий.
Установление ПДВ производится с применением методов расчета загрязнения атмосферы промышленными выбросами и с учетом перспективы развития предприятия, физико-географических и климатических условий местности, расположение промышленных площадок и участков существующей и проектируемой жилой застройки и т.п. ПДВ (г/с) устанавливаются для условий полной нагрузки технологического и газоочистного оборудования и их нормальной работы. ПДВ не должны превышать в любой 20-минутный период времени допустимых.
ПДВ устанавливается отдельно для каждого источника выброса не являющего мелким. Для мелких источников целесообразно установление единых ПДВ от их совокупностей, с предварительным объединением группы источников в более мощный.
ПДВ определяется для каждого вещества отдельно, в том числе и в случаях учета суммаций вредного действия нескольких веществ. При установлении ПДВ учитываются фоновые концентрации сф. продолжение
--PAGE_BREAK--
Установлению ПДВ для отдельного источника предшествует определение его зоны влияния. Зоны влияния источников рассчитываются по каждому вредному веществу отдельно.
Значение нормированных выбросов ПДВ определяется по формуле:
/>, г/с
где ПДК – максимально разовая ПДК вредного вещества, мг/м3;
сф – фоновая концентрация вредного вещества, мг/м3;
Н – высота дымовой трубы, м;
А– коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы;
F – безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе;
m и n — коэффициент, учитывающий условия выхода газо-воздушной смеси из устья источника выброса;
h — безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности;
V1 – расход газо-воздушной смеси, м3/ с;
DТ – разность между температурой выбрасываемой газо-воздушной смеси (Тг) и температурой окружающего атмосферного воздуха (Тв), 0С.
Для предприятия в целом ПДВг находится по формуле:
ПДВг=S ПДВгi.
Так как в нашем случае предельно допустимые выбросы завода не превышают допустимых, то ПДВ принимаем равным нормативному значению.
В настоящее время существует порядок ведения государственного учета вредных воздействий на окружающую среду предприятиями и организациями. Выбросы машиностроительного завода приведены в таблице 10.1. В состав завода входят следующие цеха, выбрасывающие в окружающую среду вредные вещества:
а) Ремонтно-механический цех. При механической обработке металлов, пластмасс и других материалов на металлорежущих станках образуется большое количество пыли и стружки обрабатываемых материалов.
б) Красильный цех.При проведении технологического процесса на всех стадиях обработки материалов возможно появление опасных и вредных производственных факторов. Основными источниками загрязнения атмосферы пылью, окисью углерода, сернистым ангидридом и др. Углекислый газ, применяемый для химической сушки, выделяется в рабочей зоне.
в) Деревообрабатывающий цех. Выделяет в атмосферу пыль, древесную пыль.
г) Котельная. При нагреве в контролируемых атмосферах и некоторых других процессах выделяются вредные газы (окись углерода, окислы азота соединения фтора и хлора, углеводороды, диоксид серы и др.).
Вместе с газами, топливом в атмосферу уносится значительное количество пыли.
Таблица 10.1.1 — Вредные вещества, выделяемые текстильным комбинатом
Наименование вещества
Единица измерения
Кол-во выбросов
ПДК, мг/м3
среднесуточная
Максимальноразовая
1
2
33
4
5
Деревообрабатывающий цех
Пыль
Древесная пыль
кг/ч
кг/ч
0,04
0,03
0,15
0,15
0,5
0,5
Красильный цех
Пыль
Ацетон
Бензол
Акролеин
Окись азота
Окись углерода
Углекислый газ
Фенол
Формальдегид
Хлор
Этиловый спирт
кг/ч
кг/год
кг/год
кг/год
кг/ч
кг/ч
кг/ч
кг/год
кг/год
кг/год
кг/год
50
5
2,5
10
0,1
600
400
3
10
50
3
0,15
0,35 продолжение
--PAGE_BREAK--
0,1
0,03
0,06
3
3
0,003
0,003
0,03
5 --PAGE_BREAK--
Окислы азота
Бензол
Бензин
г/сек
г/сек
г/сек
г/сек
г/сек
г/сек
0,00012
0,73
0,01
0,04
0,01
0,02
0,01
3
0,015
0,04
0,1
1,5
0,01
5
0,015
0,085
1,5
5
Центральная заводская лаборатория
Окись углерода
Аммиак
Диоксид серы
Сероводород
Бензол
Синильная кислота
кг/ч
кг/ч
кг/ч
кг/ч
кг/ч
кг/ч
0,45
0,6
0,04
0,03
0,01
0,02
3
0,04
0,05
0,008
0,1
0,01
5
0,2
0,5
0,008
1,5
0,01
Электроцех
Органические растворители
Бензол
Толуол
Ксилолол
Синтетические моющие средства
Металлическая пыль
Ацетон
кг/ч
кг/ч
кг/ч
кг/ч
кг/ч
г/ч
г/ч
0,2
0,04
0,09
0,03
0,02
6
2,5
1,5
0,1
0,6
0,2
0,01
0,15
0,35
5
1,5
0,6
0,2
0,04
0,5
0,35
Требованиями «Санитарных норм проектирования промышленных предприятий СН 245-71» предусмотрено, что предприятия, являющиеся источниками выделения в окружающую среду вредных и неприятно пахнущих веществ, следует отделить от жилой застройки санитарно – защитными зонами. Размеры санитарно – защитной зоны до границы жилой застройки устанавливаются в зависимости от мощности предприятия, условий осуществления технологического процесса, характера и количества, выделяемых в окружающую среду вредных и неприятно пахнущих веществ. Для предприятий являющиеся источниками производственных загрязнении, в зависимости от мощности, условий осуществления технологического процесса в соответствии с санитарной классификацией промышленных предприятий устанавливаются следующие размеры санитарно – защитных зон для предприятий: продолжение
--PAGE_BREAK--
I класса – 1000 м (КОП >106); II класса –500 м (КОП=104¸106); III класса –300 м (КОП =103¸104); IV класса – 100 м (КОП
где КОП – коэффициент опасности предприятия, определяемый по следующей формуле:
/>
где Кi – коэффициент, зависящий от класса опасности вещества (КОВ) значения которого приведены в таблице 10.1.2.
Таблица 10.1.2.
КОВ
I
II
III
IV
Кi
1,6
1,3
1,0
0,9
В свою очередь КОВ зависит от максимально разовой предельно допустимой концентрации вещества (зависимость сведена в таблицу 10.1.3.)
Таблица 10.1.3
ПДК
I
II
III
IV
КОВ
менее 0,1
0,1¸1,0
1,1¸10
более 10
Сведем вредные выбросы предприятия в таблицу 10.1.4
Таблица 10.1.4. Расчет коэффициента опасности предприятия.
Наименование вещества
Количество выбросов в
КОВ
Кi
КОП
кг/ч
тонн/год
Пыль
Ацетон
Бензол
Акролеин
Окись азота
Диоксид азота
Окись углерода
Двуокись серы
Углекислый газ
Фенол
Формальдигид
Хлор
Этиловый спирт
Сернистый газ
Окалины
Аммиак
Сероводород
Древесная пыль
Органические растворители
Толуол
Ксилолол
Синтетические моющие средства
Кислоты
Щелочи
Свинец
Альдегиды
Бензин
240,246
0,0027
0,0876
0,0116
0,3
1,644
2203,578
0,04
2000
0,025
0,0069
0,0532
0,0025
0,25
0,06
0,03
0,03
0,2
0,09
0,03
0,02
0,03
0,012 продолжение
--PAGE_BREAK--
0,0004
0,036
0,072 --PAGE_BREAK--
27,95
85,5
0,171
0,172
0,569
0,565
3,4
59,833
0,052
0,076
6,459
0,622
КОП =32566,671
Так как для текстильного комбината значение КОП находится в интервале от 104 до 105, то принимаем предварительную величину СЗЗ равной 500 метров.
Полученные по расчету размеры СЗЗ должны уточняться отдельно для различных направлений ветра в зависимости от результатов расчета загрязнения атмосферы и среднегодовой розы ветров района расположения предприятия по формуле
/>
где l(м) – расчетный размер СЗЗ;
L(м) – расчетный размер участка местности в данном направлении, где концентрация вредных веществ (с учетом фоновой концентрации от других источников превышает ПДК);
Р (%) – среднегодовая повторяемость направления ветров рассматриваемого румба;
Р0(%) – повтор направлений ветров одного румба по круговой розе ветров.
Санитарно-защитная зона не может рассматриваться как резервная территория предприятия и использоваться для расширения промышленной площадки. Вместе с тем на территории санитарно-защитной зоны допускается размещать производства более низкого класса вредности, чем основное производство, для которого установлена эта зона, а также пожарное депо, гаражи, склады, административные здания, научно-исследовательские лаборатории, стоянки транспорта и т. п.
Для максимального ослабления влияния на окружающее население производственных загрязнений атмосферного воздуха территории санитарно- защитной зоны должна быть благоустроена и озеленена. Озеленение производится газоустойчивыми породами деревьев и кустарников. Со стороны жилого массива ширина полосы древесно-кустарниковых насаждений должна быть не менее 50 м, а при ширине зоны до 100 м – не менее 20 м.
Санитарно- защитная зона для предприятия может быть увеличена при необходимости и надлежащем технико-экономическом и гигиеническом обосновании, но не более чем в 3 раза.
Размещение объектов на генеральном плане предприятия производится с учетом направления, продолжительности и силы ветра, чтобы при пожаре исключить перенос огня на соседние участки. Кроме того, при правильной ориентировке зданий по направлению ветра создаются благоприятные условия для защиты от вредных производственных выделений и шумов.
Сведения о направлении ветра в различные времена года получают на метеорологической станции в виде розы ветров, роза ветров Алматинской области и расчет СЗЗ приведены в таблице 10.1.5
Таблица 10.1.5- Расчет СЗЗ
Характеристики
Направления ветров
С
СВ
В
ЮВ
Ю
ЮЗ
З
СЗ
Повторяемость направлений, Р %
7
7
13
18
17
16
17
5
Повторяемость направлений ветров по круговой розе ветров, Р0%
12,5
Р/Р
0,56
0,56
1,04
1,44
1,36
1,28
1,36
0,4
L0, м
500
Рисунок 10.1.2. Размер санитарно – защитной зоны Алматинского текстильного комбината
10.2 Разработка вопросов электробезопасности низковольтного электрооборудования (расчет зануления)
Основной мерой защиты от поражения электрическим током в сетях напряжением до 1000 В является зануление.
Цель зануления – быстро отключить электроустановку от сети при замыкании одной (или двух) фазы на корпус. Обеспечить безопасность прикосновения человека к зануленному корпусу в аварийный период.
К частям подлежащим занулению, относятся корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, выключателей светильников и т.п.; приводы электрических аппаратов: вторичные обмотки измерительных трансформаторов, металлических конструкций распределительных устройств, металлические оболочки и броня контрольных и силовых кабелей, контрольных и наладочных стендов, корпуса передвижных и переносных электроприемников, а также электрооборудование, размещенное на движущихся частях станков, машин и механизмов.
В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью с целью обеспечения автоматического отключения аварийного участка проводимость фазных и нулевых защитных проводников должна быть выбрана такой, чтобы при замыкании на корпус или на нулевой защитный проводник возникал ток короткого замыкания превышающий не менее чем в три раза номинальный ток плавкого элемента ближайшего предохранителя, а для автоматического выключателя с номинальным током более 100А – не менее 1,25.
Расчет зануления.
Принципиальная схема зануления приведена на рисунке 10.4. На схеме видно что ток короткого замыкания Iкзв фазном проводе зависит от фазного напряжения сети Uф и полное сопротивление цепи, складывающегося из полных сопротивлений обмотки трансформатораZт/3, фазного проводника Zф, нулевого защитного проводника Zн, внешнего индуктивного сопротивления петли фаза – ноль Xп, активного сопротивления заземления нейтрали трансформатора R( рисунок 10.2.1). продолжение
--PAGE_BREAK--
Рисунок 10.2.1- Принципиальная схема сети переменного тока с занулением
А-аппарат защиты (предохранитель или автоматический выключатель);
Rо-заземление нейтрали; Rп-повторное заземление
Рисунок 10.2.2- Полная расчетная схема соединения зануления
Поскольку R, как правило, велико по сравнению с другими элементами цепи, параллельная ветвь, образованная им создает незначительное увеличение тока короткого замыкания, что позволяет пренебречь им. В то же время такое допущение ужесточает требования к занулению и значительно упрощает расчетную схему, представленную на рис.10.2.3
Рис. 10.2.3- Упрощенная схема зануления.
В этом случае выражение короткого замыкания Iкз (А) в комплексной форме будет:
Iкз = Uф / ( Zм / 3 + Zф + Zн +jХn), ( 5.2.1.1 )
где Uф – фазное напряжение сети, В;
Zт – комплекс полного сопротивления обмоток трехфазного источника тока ( трансформатора ), Ом;
Zф = Rф + jХn — комплекс полного сопротивления фазного провода, Ом;
Zн = Rн + jХn – комплекс полного сопротивления нулевого защитного проводника, Ом;
Rф и Rн – активное сопротивление фазного и нулевого защитного проводников, Ом;
Xф и Хн – внутренние индуктивные сопротивления фазного и нулевого защитного проводников, Ом;
Хп – внешнее индуктивное сопротивление контура (петли) фазный проводник – нулевой защитный проводник ( петля – фаза – нуль ), Ом;
Zп =Zф +Zн + jХn – комплекс полного сопротивления петли фаза – нуль, Ом;
С учетом последнего:
Iкз = Uф / ( Zм / 3 + Zn).
При расчете зануления принято применять допущения, при котором для вычисления действительного значения (модуля) тока короткого замыкания Iкз модули сопротивления обмоток трансформатора и петли фаза нуль Zт/3 и Zп складываются арифметически. Это допущение также ужесточает требования безопасности и поэтому считается допустимым, хотя и вносит некоторую неточность (5%).
Полное сопротивление петли фаза – нуль в действительной форме определяется из выражения:
/>Zn = Ö( Rф + Rн )2 + (Xф +Хн + Хп )2, Ом.
Формула для проверочного расчета определяется с учетом коэффициента кратности К тока короткого замыкания определяемого требованиями к занулению :
/>К × Iн £ Uф /( Zт/3 + Ö(Rф + Rн) 2 + (Хф + Хн + Хп )2)
Значение коэффициента К принимается равным К³3 в случае если электроустановка защищается предохранителями и автоматическими выключателями имеющими обратнозависимую характеристику от тока. В случае если электроустановка защищается автоматическим выключателем имеющим только электромагнитный расцепитель (отсечку), то для автоматов с Iн до 100 А, К = 1,4, а для автоматов с Iн > 100 А, К = 1,25.
Значение полного сопротивления маслянного трансформатора во многом определяется его мощностью, напряжением первичной обмотки, конструкцией трансформатора.
Расчет зануления участка механического цеха.
Исходные данные:
напряжение сети – 0,38 кВ;
мощность трансформатора – 1000 кВА;
мощность наиболее удаленного электроприемника (вентиляторы каллориферов дверей) 30кВт
длина кабеля от ТП до ШРА-3, L1 = 40 м;
длина шинопровода ШРА-3, L2 = 36 м;
длина провода от ШРА-3 до станка, L3 = 5 м.
Схема замещения приведена рисунке 10.2.4
Определение токов нагрузки и выбор аппаратов защиты:
/>
/>
Iнпв200 А; Iна=250 А.
Определение полных сопротивлений элементов цепи:
а) сопротивление трансформатора для группы соединения Д/У0–11 Zт=0,17 Ом (таблица 3.1. /5/).
б) сопротивление кабеля, при сечении фазной жилы 70 мм2 и нулевой 50 мм2Zпфо=1,09 Ом/км /5/.
Zп=Zпфо´ L1=1,09´0,04 =0,0436 Ом;
в) сопротивление шинопровода ШРА73 при Iн=250 А, Zпфо=0,59 Ом/км
Zп=Zпфо´ L2=0,59´0,036= 0,021 Ом.
г) сопротивление провода при сечении фазной жилы 25 мм2 и нулевой 25 мм2Zпфо=2,96 Ом/км /5/
Zп=Zпфо´ L3= 2,96´0,005 =0,0148 Ом
Определение тока КЗ :
/>
/>
Определение кратности тока
/>
/>,
условие Iкз³Iн´К
где Ка=1,25; Кпв=3, то 4460 А >400´1,25=500 А и 2580А>3´200=600 А
Определение времени срабатывания аппарата защиты: плавкой вставки определяется по защитной характеристике плавкой вставки /5/, а для автомата принимается из справочника. В данном случае при токе КЗ 2580 А и номинальном токе плавкой вставки 200А время отключения аппарата защиты 0,1 секунд. Время отключения автоматического выключателя – 0,15 секунды.
Потенциал корпуса поврежденного оборудования:
Uк1=Iкз´Zн1=4,46´0,0224=99 В, где Zн1 – сопротивление нулевой жилы кабеля, Zн1=Rн1, так как величина внутреннего индуктивного сопротивления Хн1 алюминиевого проводника сравнительно мала (около 0,0156 Ом/км).
/>
где r — удельное сопротивление алюминиевой жилы принимается равной 0,028 Ом´мм2/м; продолжение
--PAGE_BREAK--
S – сечение жилы, мм2;
L – длина проводника, м.
Uк2 = Iкз´( Zн2 +Zн3)= 2580 ´(0,0056 + 0,01) = 40,3 В,
где Zн3 – сопротивление нулевого провода, Zн3 = Rн3
/>
Zун2 = 0,29 Ом/км /5/, Zн2= Z yн2´ L2=0,29´0,036= 0,01 Ом.
Ток, проходящий через тело человека, равен:
/>
/>
Согласно /6/ такие величины тока являются допустимыми при времени воздействия соответственно 0,5 и 1,2 секунды, т.е. время срабатывания автоматического выключателя и предохранителя не превышает допустимых величин.
10.3 Акустический расчет ремонтно-механического цеха
Источниками шума в ремонтно-механическом цехе являются: прессы, станки, полуавтоматы, мостовые краны, стенды, вентиляторы.
Согласно ГОСТ 12.1.003-83 «ССБТ. Шум. Общие требования безопасности» по характеру спектра шум в цеху является широкополосным с непрерывным спектром шириной более одной октавы;
Контроль за уровнями шума на рабочих местах должен быть обеспечен не реже одного раза в год.
Мероприятия по снижению шума должны быть подтверждены соответствующим акустическим расчетом который включает в себя:
а) выявление источников шума и определение их шумовых характеристик;
б) выбор точек в помещениях или на территориях, для которых производится акустический расчет (расчетных точек);
в) определение допустимых уровней звукового давления Lдоп для расчетных точек;
г) определение ожидаемых уровней звукового давления L в расчетных точках до осуществления мероприятий по снижению шума;
д) определение требуемого снижения уровней звукового давления Lтреб в расчетных точках;
е) выбор мероприятий для обеспечения требуемого снижения уровней звукового давления в расчетных точках. Произведем акустический расчет для цеха. В цеху объемом (30х40х10)=12000м3 размещен 31 источник шума пяти типов. Уровни звуковой мощности, излучаемой каждым источником, приведены в таблице 10.5.
Табл.10.3.1- Уровни звуковой мощности источников шума
Величина, дБ
Среднегеометрическая частота октавной полосы, Гц
63
125
250
500
1000
2000
4000
8000
Lр1 (12 шт.)
83
83
89
89
90
91
90
89
Lр2 (4 шт.)
95
98
97
92
92
86
72
70
Lр3 (3 шт.)
87
88
89
97
89
86
89
76
Lр4(6 шт.)
91
98
100
98
94
94
94
89
Lр5(6 шт.)
75
78
87
94
97
94
88
86
Все источники работают одновременно. Источники установлены на полу, поэтому принимаем для них фактор направленности Фi=Ф=1. Расчетная точка находится у электроприемника N 15 на высоте 1,5 м от пола. Расстояния от акустических центров до расчетной точки: продолжение
--PAGE_BREAK--
r1 =17,55м; r2 =13,95м; r3=11,25м; r4=7,95м; r5 =7,05м; r6=6,15м; r7 =9,6м; r8 =
=13,5м; r9 =17,25м; r10 =15м; r11 =11,25м; r12 =9,75м; r13 =6,75м; r14 =3м; r15=2м; r16 =3,45м; r17 =6,3м; r18 =9м; r19 =11,7м; r20 =13,5м; r21 =14,7м; r22 =15,75м;
r23 =15,45м; r24 =16,05м; r25 =10,95м; r26 =8,25м; r27 =6м; r28=4,5м; r29=4,5м;
r30 =19,05м; r31 =15,45м;
Акустический расчет:
Октавные уровни звукового давления в расчетной точке определяем по формуле:
L=10lg (/>),
гдеDi=100,1Lрi;
Lpi — октавный уровень звуковой мощности в дБ, создаваемый i — ым источником шума;
m — количество источников шума, ближайших к расчетной точке (т.е. источников, для которых ri
n — общее количество источников шума в помещении;
cI — коэффициент, учитывающий влияние ближнего акустического поля и принимаемый в зависимости от отношения расстояния r в мм между акустическим центром источника и расчетной точкой к максимальным габаритным размерам Lmax в м источника шума по графику (рис.2.2. /11/);
Фi — фактор направленности источника шума, безразмерный, определяемый по опытным данным;
Si — площадь в м2 воображаемой поверхности правильной геометрической формы, окружающей источник и проходящей через расчетную точку.
Для источников шума, у которых 2Lmax
— в пространстве- S=4pr2;
— на поверхности стены, перекрытия- S=2pr2;
B — постоянная помещения в м2, определяемая по формуле:
В=В1000.m, (10.16.),
где В1000 — постоянная помещения в м2 на среднегеометрической частоте 1000 Гц, определяемая по таблице 2.8./4/ в зависимости от объема и типа помещения;
m — частотный множитель, определяемый по таблице 2.9. /11/.
Минимальное расстояние от расчетной точки до акустического центра ближайшего к ней источника rmin=r=2м, 5×rmin=5.2=10м. Общее количество принимаемых в расчет источников шума, расположенных вблизи расчетной точки, для которых ri
Учитываются источники, расположенные на расстояниях r4 =7,95м, r5 =7,05м, r6 =6,15м, r7 =9,6м, r12 =9,75м, r13 =6,75м, r14 =3м, r15 =2м, r16 =3,45м, r17 =6,3м, r18 =9м, r26 =8,25м, r27 =6м, r28 = r29 =4,5м, r31=9,45м.
Наибольший габаритный размер рассматриваемых источников Lmax=0,95м. Следовательно, для всех источников выполняется условие 2 Lmax
DLтр.общ= Lобщ-Lдоп, дБ,
определяем требуемое снижение шума DLтр, приняв нормативные уровни звукового давления в расчетной точке по табл.2.7. /11/.
Результаты расчетов внесем в таблицу 10.3.2.
Таблица 10.3.2
N
Величина
Ед. изм.
Среднегеометрическая частота октавной полосы, Гц
63
125
250
500
1000
2000
4000
8000
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
1
Lр1
дБ
83
83
89
89
90
91
90
89
2
Lр2
дБ
95
98
97
92
92
86
72
70
3
Lр3
дБ
87
88
89
97
89
86
89
76
4
Lр4
дБ
91
98
100
98
94
94
94
89
5
Lр5
дБ
75
78
87
94
97
94
88
86
6
D1=100,1Lр1
-
2.108
2.108
7,9.108
7,9.108
1.109
1,26.108
1.109
7,9.108
7
D2=100,1Lр2
-
3,16.109
6,3.109
5.109
1,6.109
1,6.109
4.108
1,6.107
1.107
8
D3=100,1Lр3
-
5.108
6,3.108
7,9.108
5.109
7,9.108
4.108
7,9.108
4.107
9
D4=100,1Lр4
-
1,26.109
6,3.109
1.1010
6,3.109
2,5.109
2,5.109
2,5.109
7,9.108
10
D5=100,1Lр5
-
3,2.107
6,3.107
5.108
2,5.109
5.109
2,5.109
6,3.108
4.108
11
S4=2pr42
м2
400
400
400
400
400
400
400
400
12
S5= 2pr52
м2
312
312
312
312
312
312
312
312
13
S6=2pr62
м2
238
238
238
238
238
238
238
238
14
S7= 2pr72
м2
579
579
579
579
579
579
579
579
15
S12=2pr122
м2
597
597
597
597
597
597
597
597
16
S13=2pr132
м2
286
286
286
286
286
286
286
286
17
S14=2pr142
м2
57
57
57
57
57
57
57
57
18
S15=2pr152
м2
25
25
25
25
25
25
25
25
19
S16=2pr162
м2
75
75
75
75
75
75
75
75
20
S17=2pr172
м2
249
249
249
249
249
249
249
249
21
S18=2pr182
м2
509
509
509
509
509
509
509
509
22
S26=2pr262
м2
427
427
427
427
427
427
427
427
23
S27=2pr272
м2
226
226
226
226
226
226
226
226
24
S28= S29=2pr262
м2
197
197
197
197
197
197
197
197
25
S34=2pr312
м2
561
561
561
561
561
561
561
561
26
100,1Lр5/ S4
-
8,75.104
1,5.105
1,25.106
6,25.106
1,25.107
6,25.106
1,58.106
1.106
27
100,1Lр5/ S5
-
1,03.105
2,02.105
1,6.106
8,01.106
1,6.106
8,01.106
2,02.106
1,28.106
28
100,1Lр3/ S6
-
2,1.106
2,6.106
3,3.106
2,1.107
3,3.106
1,68.106
3,3.106
1,6.105
29
100,1Lр5/ S7
-
5,5.104
1,09.105
8,64.106
4,32.106
8,64.106
4,32.106
1,09.106
6,91.104
30
100,1Lр3/ S12
-
8,38.105
1,06.106
1,32.106
8,38.106
1,32.106
6,7.105
1,32.106
6,7.103
31
100,1Lр3/ S13
-
1,74.106
2,2.106
2,76.106
1,74.107
2,76.106
1,4.106
2,76.106
1,4.105
32
100,1Lр5/ S14
-
5,6.105
1,1.106
8,8.106
4,38.107
8,8.107
4,38.107
1,1.107
7,01.106
33
100,1Lр5/ S15
-
1,28.106
2,52.106
2.107
1.108
2.108
1.108
2,52.107
1,6.107
34
100,1Lр1/ S16
-
2,67.106
2,67.106
1,05.107
1,05.107
1,33.107
1,68.107
1,33.107
1,05.107
35
100,1Lр1/ S17
-
8,03.105
8,03.105
3,17.106
3,17.106
4,02.106
5,06.106
4,02.106
3,17.106
36
100,1Lр1/ S18
-
3,9.105
3,9.105
1,55.106
1,55.106
1,96.106
2,48.106
1,96.106
1,55.106
37
100,1Lр1/ S26
-
4,7.105
4,7.105
1,85.106
1,85.106
2,34.106
2,95.106
2,34.106
1,85.106
38
100,1Lр1/ S27
-
8,84.105
8,84.105
3,5.106
3,5.106
4,4.106
5,58.106
4,4.106
3,5.106
39
100,1Lр1/ S28, 29
-
1,57.106
1,57.106
6,2.106
6,2.106
7,8.106
9,9.106
7,8.106
6,2.106
40
100,1Lр2/ S31
-
5,6.106
1,12.107
8,9.106
2,8.106
2,8.106
7,1.105
2,8.104
1,78.104
41
Сумма пп. (26-40)
-
1,92.107
2,79.107
7,56.107
2,39.108
3,69.107
2,1.108
8,47.107
5,35.107
42
Вш1000(V=5184 м3)
-
259
259
259
259
259
259
259
259
43
m
-
0,5
0,5
0,55
0,7
1,0
1,6
3
6
44
Вш= Вш1000.m
-
130
130
142
181
259
414
777
1554
45
4/Вш
-
3,1.10-2
3,1.10-2
2,8.10-2
2,2.10-2
1,5.10-2
9,7.10-3
5,1.10-3
2,6.10-3
46
/>0,1Lр1=23.100,1Lр1
-
4,6.109
4,6.109
1,82.1010
1,82.1010
2,3.1010
2,9.1010
2,3.1010
1,82.1010
47
/>0,1Lр2=.60,1Lр2
-
1,9.1010
3,8.1010
3.1010
9,6.109
9,6.109
2,4.109
9,6.107
6.107
48
/>0,1Lр3=6.100,1Lр3
-
3.109
3,8.1010
4,7.109
3.1010
4,7.109
2,4.109
4,7.109
2,4.108
49
/>0,1Lр4=3.100,1Lр4
-
3,78.109
1,9.1010
3.109
1,9.1010
7,5.109
7,5.109
7,5.109
2,3.109
50
/>0,1Lр5=6.100,1Lр5
-
1,9.108
3,8.108
3.109
1,5.1010
3.1010
1,5.1010
3,8.1010
2,4.109
51
Сумма пп. (46-50)
-
3,23.1010
1,3.1011
5,89.1010
9,18.1010
7,48.1010
5,63.1010
4.1010
2,3.1010
52
Произв. пп. 45х51
-
1.109
4,03.109
1,6.109
2,02.109
1,1.109
5,4.108
2,04.108
6.107
53
Сумма пп. 41+52
-
1,02.109
4,06.109
1,68.109
2,26.109
1,14.109
7,5.108
2,89.108
1,1.108
39
Lобщ=10lg(53)
дБ
90,08
96,1
92,2
93,5
90,6
88,7
84,6
80,4
40
Lдоп=Lн
дБ
99
92
86
83
80
78
76
74
41
DLтр общ
дБ
-
-
6,2
10,5
10,6
10,7
8,6
6,4 продолжение
--PAGE_BREAK--
Анализируя полученные данные видно, что уровни звукового давления на частотах октавной полосы 250, 500, 1000, 2000, 4000, 8000 Гц превышают нормируемые уровни. Поэтому в ремонтно-механическом цеху необходимо провести мероприятия по снижению шума.
Мероприятия по снижению шума.
На стадии проектирования генерального плана предприятия предусмотрено:
а) Предприятие располагается вдали от города
б) Оптимальное расположение цехов (Шумные цеха располагаются в одном месте вдали от тихих производственных участков)
в) Для снижения шума отдельных цехов предусмотрены зеленые насаждения деревьев и кустарника.
Для уменьшения шума, излучаемого промышленным оборудованием установленного в механосборочном цеху проведем следующие мероприятия:
а) применим такие материалы и конструкции при проектировании кровли, стен, фонарей, окон, ворот, дверей, которые могут обеспечить требуемую звукоизоляцию;
б) устройство специальных звукоизолированных боксов и звукоизолирующих кожухов при размещении шумящего оборудования;
в) экранирование источников шума;
г) применение глушителей для снижения аэродинамического шума.
д) применение нового высокотехнологичного оборудования
Для уменьшения прохождения шума в изолируемое помещение предусмотрим следующие строительно-акустические мероприятия:
а) применение необходимых материалов и конструкций при проектировании перекрытий стен, перегородок, дверей, окон, кабин наблюдений, щитов управления и т.д;
б) использование глушителей шума в системах механической вентиляции и кондиционирования воздуха.
/>
/>/>
/>/>
/>/>/>/>
Заключение
Тема дипломного проекта «Электроснабжение отделочной фабрики текстильного комбината». При проектировании была определена полная потребляемая мощность в размере 9527,9 кВА, а для снабжения такой мощностью необходимо установить два трансформатора ГПП типа ТДН-10000/110.
Было принято 6 цеховых трансформаторов, которые были установлены в 3 ТП (двухтрансформаторных подстанций ).
Далее в дипломном проекте был произведен расчет токов к.з., выбор оборудования и кабельной продукции на напряжение выше 1000 В. Были выбраны: выключатели 6 кВ, трансформаторы напряжения, питающие кабели от ГПП до цеховых ТП.
В качестве примера расчета релейной защиты был произведен расчет релейной защиты трансформаторов ГПП. Были рассмотрены дифференциальная защита, максимальная токовая защита, газовая защита и защита от перегрузки. В качестве примера расчета низковольтной сети был произведен расчет низковольтной сети механического цеха.
Далее в разделе БЖД были рассмотрены: анализ условий труда в механическом цехе, акустический расчет, расчет зануления, обеспечение пожаробезопасности рабочего процесса.
В разделе «Экономическая часть» произведен расчет технико-экономических показателей подстанции, анализ влияния внешних факторов на показатели финансово-экономической эффективности инвестиций в объект.
В специальной части дипломного проекта было предложено рассмотреть: релейную защиту высоковольтных двигателей подключённых на U=6 кВ выполненную на микропроцессорном блоке Micom Р220.
Был произведён выбор: токовой отсечки, защит от замыканий на землю, защит от перегрузки.