Дипломная работа: Электроснабжение завода по производству огнеупоров

Содержание

Введение

1. Основная часть. Проектирование электроснабжения завода

1.1 Технологический процесс производства

1.2 Исходные данные на проектирование

1.3 Проектирование электроснабжения механического цеха

1.3.1 Расчет электрических нагрузок механического цеха

1.4 Расчет силовой и осветительных нагрузок завода

1.4.1 Картограмма электрических нагрузок завода

1.5 Компенсация реактивной мощности и выбор числа цеховых трансформаторов

1.6 Определение потерь в цеховых трансформаторах

1.7 Расчет нагрузки синхронных двигателей

1.8 Выбор высоковольтной батареи конденсаторов

1.9 Технико-экономический расчет вариантов внешнего электроснабжения

1.10 Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания U>1кВ

1.10.1 Расчет суммарного тока КЗ

1.10.2 Выбор выключателей

1.10.3 Выбор трансформаторов тока

1.10.4 Выбор трансформаторов напряжения

1.10.5 Выбор выключателей нагрузки

1.10.6 Выбор силовых кабелей отходящих линий

1.11 Выбор оборудования для электроприемников цеха

1.11.1 Расчет токов короткого замыкания на U<1 кВ

1.12 Релейная защита и автоматика

1.13 Заземление и молниезащита ГПП

1.13.1 Расчет заземления ГПП

1.13.2 Расчет молниезащиты ГПП

2. Специальная часть. Автоматическое регулирование мощности конденсаторов

2.1 Общие сведения о компенсации реактивной мощности

2.2 Определение мощности батарей конденсаторов

2.3 Размещение конденсаторов и автоматизации их работы

3. Расчет для низковольтной батареи конденсаторов

4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Анализ условий труда в механическом цехе

4.2 Акустический расчет механического цеха

4.2.1 Определение допустимых уровней звукового давления L_доп для расчетных точек

4.2.2 Расчет зануления

4.3 Обеспечение пожаробезопасности рабочего процесса

4.3.1 Расчет количества огнетушителей

4.3.2 Разработка вопросов пожарной безопасности в цехах

4.3.3 Пожарная сигнализация

Вывод

Заключение

Список литературы

Введение

Основой рационального решения комплекса технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжения современного промышленного предприятия является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок. Определение электрических нагрузок является первым этапом проектирования любой системы электроснабжения. Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов и технико-экономические показатели проектируемой системы электроснабжения. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты в системе электроснабжения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Ошибка при определении электрических нагрузок приводит к увеличению экономических и ухудшению технических показателей промышленного предприятия.

Также необходимо рассчитывать экономически и технически целесообразный объем реактивной мощности, потребляемый из энергосистемы и сделать правильный выбор средств компенсации, их мощности и места размещения. От этого также будет зависеть эффективность использования энергетических ресурсов и оборудования.

Для определения оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения, параметров электросети и ее элементов, необходимо проведение технико-экономических расчетов. При этом необходимо произвести всесторонний анализ технических и экономических показателей. Только сопоставление и анализ всех технико-экономических показателей, характеризующих возможные варианты, позволяет провести выбор наилучшего решения. Следующим этапом расчетов является окончательное определение схемы электроснабжения и ее параметров, выбор необходимого электрооборудования, проводов и кабелей.

Большое внимание следует также уделять вопросам охраны труда и оценки экономической эффективности принимаемых решений.

1. Основная часть. Проектирование электроснабжения завода

1.1 Технологический процесс производства

Предприятие специализируется на изготовлении керамической плитки, санитарно-технической керамики, кислотоупоров и другой огнеупорной продукции. Технологический процесс производства включает следующие стадии: карьерные работы, подготовка глиняной массы, формирование изделий, сушку отформованных изделий, обжиг изделий и упаковку.

Добыча глины осуществляется в карьерах. Метод добычи должен быть увязан с мощностью пласта и характером залегания глин.

Транспортирование глины из карьера на завод осуществляется по-разному. Экономически выгодным и обеспечивающим бесперебойную подачу глины на завод считается рельсовый транспорт. Безрельсовый транспорт используется с учетом местных условий.

В зависимости от свойств исходного сырья и вида изготовляемой продукции подготовку глиняной массы осуществляют полусухим, пластическим и шликерным (мокрым) способами.

По первому способу сырьевые материалы после дробления на вальцах выдерживают в сушильном барабане (до остаточной влажности 6-8%), затем измельчают в дезинтеграторе, просеивают, увлажняют (до влажности 8-12%) и перемешивают. Полусухой способ подготовки глиняной массы используется при производстве плиток для облицовки стен, полов и др.

При пластическом способе подготовки глиняной массы исходное сырье дробят, тонко измельчают и увлажняют до получения однородной пластичной массы влажностью 8-22%. Этот способ применяется при производстве глиняного кирпича, керамических камней, черепицы, труб.

По шликерному способу подготовки глиняной массы высушенные сырьевые материалы измельчают в порошок и смешивают с водой до получения однородной массы - шликера, который используют для получения изделий способом литья (санитарно-технические изделия, декоративная керамика и др.) или после его сушки в распылительных башенных сушилках. Технология получения пресс-порошка в распылительных сушилках заключается в совмещении процессов обезвоживания, дробления и сепарации керамической массы. Обезвоживание ее в распылительных сушилках позволяет в 3,5 раза повысить производительность труда и в 1,5 раза сократить капитальные затраты на производство готовой продукции.

Формирование изделий осуществляется на прессах: при первом способе подготовки глиняной массы - гидравлических и механических, при втором - ленточных вакуумных или безвакуумных. Вакуумирование глины способствует повышению плотности изделий на 6-8% (прочность увеличивается на 30-40%) и снижению их водопоглощения.

Основными способами производства керамических стеновых материалов являются пластические для подготовки глиномассы и формирования изделий (рисунок 1).

Рисунок 1 - Схема технологического процесса производства керамических кирпича и камней по пластическому способу: 1 - приготовление глиняной массы; 2 - формование изделий; 3 - сушка отформованных изделий; 4 - обжиг высушенных изделий

При пластическом способе производства керамических изделий технологический процесс усложняется, однако создается возможность получать высокопустотные, укрупненные керамические стеновые материалы, при этом повышается качество изделий, их морозостойкость.

Сушка изделий - обязательная промежуточная стадия технологического процесса производства керамических изделий. Ускорение процесса сушки изделий достигается в сушилах периодического (камерных) и непрерывного (туннельных) действия.

Туннельный способ сушки является более прогрессивным по сравнению с камерным. Сушило представляет собой туннель длиной от 20 до 45 м, внутри которого уложены рельсы.

Продолжительность процесса сушки составляет от 24 часов до 3 суток. Изделия необходимо высушить, чтобы содержание влаги в них не превышало 5%, во избежание неравномерной усадки и растрескивания при обжиге.

Обжиг изделий производят в кольцевых и туннельных печах непрерывного действия. Туннельные печи экономичнее кольцевых в силу более высокого уровня механизации производства, а также лучшего использования тепловой энергии.

Туннельная печь - это туннель длиной от 60 до 230 м в зависимости от размеров обжигаемых изделий, шириной 3-5 м, высотой около 2 м. Условно печь делят на три зоны - подогрева, обжига и охлаждения, которые последовательно в течении 18-36 ч проходят вагонетки с кирпичом-сырцом.

При достижении максимальной температуры обжига изделия подвергаются изотермической выдержке для выравнивания температуры по всей их толще. Охлаждение их ведут очень медленно, постепенно снижая температуру до 500-600С. Производительность туннельных печей - до 500 млн шт. кирпича в год.

Обжиг является завершающей и ответственной стадией производства керамических изделий. Режим обжига определяет качество продукции, технико-экономические показатели производства (расход топлива, электроэнергии и др.). Например, суммарные затраты на обжиг достигают 35-40%, а потери от брака - почти 10% от себестоимости товарной продукции.

1.2 Исходные данные на проектирование

1. Схема генерального плана завода (лист 1)

2. Сведения об электрических нагрузках по цехам завода (таблица 1.1)

3. Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы, на которой установлены два параллельно работающих трансформатора мощностью по 40 МВА, напряжением 115/37/10,5 кВ. Мощность системы 650 МВА, мощность короткого замыкания на шинах 115 кВ равна 880 МВА.

4. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 5,5 км.

5. Завод работает в две смены.

Таблица 1.1 - Электрические нагрузки по цехам завода

1.3 Проектирование электроснабжения механического цеха

Таблица 1.2 - Электрические нагрузки механического цеха

1.3.1 Расчет электрических нагрузок механического цеха

Расчет электрических нагрузок производится в таблице 1.3 "Расчет нагрузок по механическому цеху". Эта таблица является сводной как для подсчета силовых нагрузок по отдельным узлам питания, так и для шин ТП.

В рассматриваемом механическом цехе имеется два мостовых крана с ПВ=25%.

Необходимо привести установленную мощность кранов к ПВ=100%:

P_н =P_уст ×,(1.1)

для крана с ПВ-25%:

Р_н = P_н ×=36,5×= 18,3 кВт.

Все электроприемники, присоединенные к определенному узлу питания, разбиваются на характерные группы, имеющие одинаковый режим работы (это ЭП с одинаковыми Ки и cos ).

Для каждой характерной группы указывается количество и мощность входящих в нее электроприемников, а для многодвигательного агрегата указывается количество и мощность входящих в него двигателей.

Наметим узлы питания: ШРА 1, ШРА 2, ШР.

Необходимо для каждой отдельной линии сделать выборку ЭП по группам А и Б.

К группе А относятся ЭП с переменным графиком работы.

К группе Б относятся ЭП длительного режима работы с постоянным графиком нагрузок.

Производим расчет электрических нагрузок и занесем результаты в таблицу 1.3

Основные используемые формулы:

Число m , которое используется для определения способа нахождения эффективного числа ЭП n _э , определяется по формуле

,(1.2)

где P_нмакс ; Р_нмин - номинальные активные мощности наибольшего и наименьшего ЭП в группе А.

Точное значение не требуется, достаточно определить m >3 или m £ 3.

Средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену для каждой характерной подгруппы ЭП определяется по формуле

Р_см =К_и ·Р_н , кВт (1.3)

где К_и - коэффициент использования;

Р_н - номинальная мощность электроприемников.

Средняя реактивная нагрузка на наиболее загруженную смену для каждой характерной группы ЭП определяется по формуле

Q_см = Р_см ·tg j , кВар (1.4)

где Р_см - средняя реактивная нагрузка на наиболее загруженную смену.

По полученным данным определяется средневзвешенное значение коэффициента использования по данному расчетному узлу

(1.5)

где SР_см - суммарное значение средней реактивной нагрузки за наиболее загруженную смену по данному расчетному узлу.

Далее необходимо подсчитать эффективное число ЭП n _э , для данного расчетного узла питания.

При m £3 эффективное число электроприемников принимается равным их фактическому числу n , т.е. n=n_э .

При m >3 и групповом коэффициенте К_и >0,2 эффективное число электроприемников определяется по формуле

(1.6)

Если средневзвешенный групповой коэффициент использования К_и <0,2 эффективное число ЭП определяется по справочникам, тогда расчет n_э производится в следующей последовательности.

Значение Р , рассчитано по формуле

, кВт(1.7)

Значение n , определяется по формуле

(1.8)

Значение , определяется по таблицам в зависимости от Р  и n .

Искомое значение эффективного числа электроприемников определяется

n_э =n_э ·n . (1.9)

Коэффициент максимума К_м определяется по таблицам в зависимости от n_э и К_и . Максимальная активная получасовая нагрузка от силовых электроприемников узла равна:

Р_м =К_м ·Р_см , кВт(1.10)

Максимальная реактивная получасовая нагрузка от силовых ЭП узла принимается равной при

n_э £10 Q_м =1,1×Q_см ;

n_э >10 Q_м = Q_см .

Для ЭП группы Б с практическим постоянным графиком нагрузки К_м принимается равным единице и максимальная электрическая нагрузка равна средней в наиболее загруженную смену: Р_см =Р_м и Q_м =Q_см .

Максимальная полная нагрузка расчетного узла питания определяется по формуле

, кВА(1.11)

Таблица 1.3 - Расчет нагрузок по механическому цеху

1.4 Расчет силовой и осветительных нагрузок завода

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:

Р_po =К_co ×Р_{уо ,} кВт(1.12)

Q_po =tg j _о ×Р_{ро ,} квар, (1.13)

где К _co - коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;

tg j _о - коэффициент реактивной мощности, определяется по cos j ;

Р_уо - установленная мощность приемников освещения по цеху, определяется по удельной осветительной нагрузке на 1 м² поверхности пола известной производственной площади:

Р_уо = r _о ×F , кВт(1.14)

где F - площадь производственного помещения, которая определяется по генеральному плану завода, м² ;

r _ удельная расчетная мощность кВт/м² .

Все расчетные данные заносятся в таблицу 1.4 "Расчет осветительной нагрузки".

Расчет электрических нагрузок напряжением до 1 кВ по цехам завода производим методом упорядоченных диаграмм. Отдельной строкой по каждому цеху определяем силовые и осветительные нагрузки, затем суммированием находим полную мощность цеха. Результаты расчета силовых и осветительных нагрузок по цехам сведены в таблицу 1.6 "Расчет силовой нагрузки завода по производству огнеупоров напряжением 0,4 кВ".

Таблица 1.4 - Расчет осветительной нагрузки

1.4.1 Картограмма электрических нагрузок завода

Картограмма электрических нагрузок представляет собой графическое измерение электрических нагрузок по цехам. Она отображается на генплане в виде кругов в масштабе отображенных электрических нагрузок. В центре этих окружностей совпадают с центрами электрических нагрузок цехов.

В зависимости от структуры энергопотребления, картограмма может быть нанесена на генплан отдельно для активной и реактивной мощности, и отдельно для низковольтной и высоковольтной нагрузки.

Низковольтная нагрузка должна наглядно показывать долю осветительной нагрузки цеха, в котором изображается в виде сектора круга соответствующего цеха.

Площадь окружности в выбранном масштабе

P _см = π r ² ×m; (1.15)

r = /π ×m ; (1.16)

m = P _см /π × r ² ( 1.17)

где m - это масштаб для определения площади круга, который выбирается проектировщиками в зависимости от масштаба генплана и величины нагрузок предприятия.

Для изображения электрических нагрузок каждого цеха на картограмме в виде сектора круга необходимо определить угол сектора

α = P _{Р осв} / P _см ×360(1.18)

Таблица 1.5 - Картограмма электрических нагрузок завода

Таблица 1.6 - Расчет силовых нагрузок завода напряжением U = 0,4кВ

1.5 Компенсация реактивной мощности и выбор числа цеховых трансформаторов

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:

Р_p0,4 = 7805кВт;

Q_p0,4 = 5801 кВар;

S_p0,4 = 9725 кВА.

Завод по производству огнеупоров относится ко II категории потребителей, завод работает в две смены, следовательно, коэффициент загрузки трансформаторов К_зтр =0,8. Принимаем трансформатор мощностью S_нт =1000 кВА.

Для каждой технологически концентрированной группы цеховых трансформаторов одинаковой мощности минимальное их число, необходимое для питания наибольшей расчетной активной нагрузки, рассчитывается по формуле

(1.19)

где Р _{р 0,4} - суммарная расчетная активная нагрузка;

К_з - коэффициент загрузки трансформатора;

S_нт - принятая номинальная мощность трансформатора;

DN - добавка до ближайшего целого числа.

Экономически целесообразное число трансформаторов определяется по формуле

N _{т. э} = N _min + m , (1.20)

где m - дополнительное число трансформаторов;

N _{т. э} - определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности с учетом постоянных составляющих капитальных затрат З ^* _п/ст .

З ^* _п/ст = 0,5; К_з = 0,8; N _min = 11; DN = 0,24. (1.21)

Тогда из справочника по кривым определяем m , для нашего случая m =1, значит N _{т. э} = 10+1=11 трансформаторов.

По выбранному числу трансформаторов определяют наибольшую реактивную мощность Q ₁ , которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, по формуле:

(1.22)

Рисунок 1.1

Из условия баланса реактивной мощности на шинах 0,4 кВ определим величину Q_{нбк 1}

Q_{нбк 1} +Q₁ =Q_{р 0,4,} (1.23)

то

Q_{нбк 1} = Q_{р 0,4} - Q₁ =5801 - 4064,7= 1736 кВар (1.24)

Дополнительная мощность Q_нбк2 НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле

Q_{нбк 2} =Q_{р 0,4 -} Q_{нбк 1} - ×N_{т э} ×S_нт

Принимаем Q_нбк2 =0.

Определим мощность одной батареи конденсаторов, приходящуюся на каждый трансформатор

(1.25)

Выбираем конденсатор УКЛН-0,38-200-50УЗ.

На основании расчетов, составляется таблица 1.7 - Распределение нагрузок цехов по ТП, в которой показано распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП.

Таблица 1.7 - Распределение низковольтной нагрузки по цеховым ТП

1.6 Определение потерь в цеховых трансформаторах

Выбираем трансформаторы ТМЗ-1000-10/0,4

U_в =10 кB, U_н =0,4 кB, DP_хх =2,1 кВт, DP_кз =11,6кВт, I _хх =1,4%, U_кз =5,5%(1.26)

1) для ТП1, ТП2: (Кз =0,77; N =4)

DР_т = DР_хх +Кз ² ×DР_кз , кВт(1.27)

DР_т = (2,1+11,6×0,77² ) ×4 = 35,9 кВт

DQ_т = 0,01× (DI_хх ×S_н +Кз ² ×U_кз ×S_н ), кВар

DQ_т = 0,01× (1,4×1000+5,5×1000×0,77² ) ×4 = 186,4 кВар

2) для ТП3, ТП4: (Кз =0,78; N =4)

DР_т = (2,1+11,6×0,78² ) ×4 = 36,6 кВт

DQ_т = 0,01× (1,4×1000+5,5×1000×0,78² ) ×4 = 189,8 кВар

3) для ТП5, ТП6: Кз=0,8; N=3

DР_т = (2,1+11,6×0,8² ) ×3 = 28,6 кВт

DQ_т = 0,01× (1,4×1000+5,5×1000×0,8² ) ×3 = 147,6 кВар

Суммарные потери в трансформаторах:

ΣР _1-11 =35,9 +36,6 +28,6 = 101,1 кВт

ΣQ _1-11 =186,4 +189,8 + 147,6 = 523,9 кВар

Результаты сведем в таблицу 1.8

Таблица 1.8

1.7 Расчет нагрузки синхронных двигателей

Исходные данные:

Р_{н СД} =630 кВт; cos j = 0,9 tg j = 0,48;

N_СД = 10; к _з = = 0,85.(1.28)

Определим расчетные активные и реактивные мощности для СД:

Р _{р СД} = Р _{н СД} ×N_СД ×к _з , кВт;(1.29)

Р _{р СД} =630 × 10 × 0,85 = 5355 кВт;

Q _{р СД} = Р _{р СД} ×tg j , кВар;

Q _{р СД} = 5355× 0,48 = 2570,4 кВар

1.8 Выбор высоковольтной батареи конденсаторов

Рисунок 1.2

Составим схему замещения, показанную на рисунке 1.2

Определим неизвестные компоненты.

Резервная мощность Q_рез необходима для послеаварийного режима (10-15% берется из энергосистемы).

Она не используется постоянно, только в критических случаях.

Q_рез =0,1 ×ΣQ_расч , кВар; (1.30)

Q_рез =0,1× (Q_р0,4 +ΔQ_т ) =0,1×6324,9=632,4 кВар. (1.31)

Мощность, поступающая от энергосистемы:

Q_э =0,23 ×ΣP_р =0,23 × (P_р0,4 +ΔP_т +P_сд )

Q_э =0,23 × (7805+101,1+5355) =3050 кВар. (1.32)

Теперь, зная величины всех реактивных мощностей можем составить баланс реактивной мощности:

Q_ВБК =Q_р0,4 +ΔQ_т +Q_рез -Q_э - Q_сд = 5801+523,9-632,4-3050-2570,4= 72,1 кВар

Так как Q_ВБК < 200, то ВБК не выбираем.

Уточненный расчет электрических нагрузок по заводу приведен в таблице 1.9

Таблица 1.9 - Уточненный расчет нагрузок по заводу

1.9 Технико-экономический расчет вариантов внешнего электроснабжения

Рисунок 1.3 - Схема подстанции энергосистемы

Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы, на которой установлены два параллельно работающих трансформатора мощностью по 40 МВА, напряжением 115/37/10,5 кВ. Мощность системы 650 МВА, мощность короткого замыкания на шинах 115 кВ равна 880 МВА. Расстояние от подстанции энергосистемы до завода 5,5 км. Завод работает в две смены. Стоимость электроэнергии С = 6,4 тг/кВтч.

Для технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения завода рассмотрим три варианта представленных на рисунке 1.3:

Рисунок 1.4 - Первый вариант схемы внешнего электроснабжения

Выбираем электрооборудование по первому варианту.

1. Выбираем трансформаторы ГПП:

От энергосистемы идет полностью активная мощность Р и часть реактивной мощности Q_э :

(1.33)

Примем два трансформатора мощностью 10000 кВА.

Коэффициент загрузки:

(1.34)

Коэффициент загрузки 2-х трансформаторной подстанции II категории должен быть не более Кз = 0,85, следовательно примем трансформаторы типа ТДН-10000/110.

Паспортные данные трансформатора: тип трансформатора ТДН-10000/110, S_н =10000 кВА, U_вн =115кВ, U_нн =11 кВ, DР_хх =14кВт, DР_кз =58кВт, u_кз =10,5%, I_хх =0,9%

Потери мощности в трансформаторах:

активной:

кВт(1.35)

реактивной:

DQ_ТГПП =0,02× (I_хх ×S_н +U_кз ×S_н ×Кз ² ) (1.36)

DQ_ТГПП = 0,02× (0,9 × 10000 + 10,5 × 10000 × 0,67² ) = 1123 кВт.

Потери энергии в трансформаторах.При двухсменном режиме работы:

Т_вкл =4000ч. Т_макс =4000ч.,(1.37)

тогда время максимальных потерь:

(1.38)

Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП:

ΔW =2× (ΔP_хх ×T_вкл +ΔP_кз ×τ ×K_з ² )

ΔW =2 × (14 × 4000 + 58 × 2405 × 0,67² ) =237541 кВт·ч

2. ЛЭП-110 кВ

Полная мощность, проходящая по ЛЭП:

(1.39)

Расчетный ток, проходящий по одной линии

(1.40)

Ток аварийного режима:

I_а =2×I_р =2×33,9=67,8 А(1.41)

Выбор сечения ЛЭП:

1) по экономической плотности тока

(1.42)

где I_р =33,9 А расчетный ток линии;

j =1,1 А/мм² экономическая плотность тока для Казахстана;

2) по условию потерь на "корону" для напряжения 110кВ минимальное сечение провода F =70 мм² и допустимый ток для провода АС -70, I_доп =265А;

3) проверим выбранные провода по допустимому нагреву, при расчетном токе I_доп =265А>I_р =33,9 А;

4) проверяем выбранные провода режиме перегрузки: коэффициент перегрузки К_п =1,3; следовательно допустимый аварийный ток равен:

I _{доп ав} =1,3×I _доп =1,3×265=344,5 A>I _ав =67,8 A(1.43)

(1.44)

Определим потери электроэнергии в ЛЭП:

,(1.45)

где R =r₀ ×L =5,5×0,46=2,53 Ом,

r₀ =0,46 Ом/км - удельное сопротивление сталеалюминевого провода сечением 70 мм² , L =5,5 км - длина линии.

Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение U =110 кВ.

Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 1.5) и рассчитаем ток короткого замыкания в относительных единицах.

Рисунок 1.5

Расчет I_{кз (} в о. е).

S_б =1000 МВА; S_кз =880МВА; U_б =115кВ. (1.46)

х_с = S_б / S_кз = 1000/880=1,14 о. е., (1.47)

( 1.48)

(1.50)

(1.49)

1) Выключатели В1, В2, В3, В4.

Выбираем выключатель МКП-110Б-630-20У1

2) Разъединитель

Принимаем разъединитель РНДЗ-110/1000У1

Iном =1000А >Iав =67,8 А; Iпред = 80 кА> i_y = 9,97кА;

Iтерм = 31,5кА> Ik =3,93 кА;

Цена= 7,435 тыс. у. е

3) Ограничители перенапряжения ОПН

Выбираем ОПНн-110-420-77-10 УХЛ1.

Расчет затрат по первому варианту схемы электроснабжения. Затраты на выключатели В1, В2, В3, В4:

К_{В1, В2, В3, В4} = N·К_В , (1.51)

где N - количество выключателей; К_В - стоимость выключателя.

К_{В1, В2, В3, В4} = 4×20,130= 80,520 тыс. у.е.

Затраты на ЛЭП на двухцепной железобетонной опоре:

К_ЛЭП = L ×К_уд ,.(1.52)

где L - длина линии;

К_уд = 25,500 у. е. /км, стоимость 1 км ЛЭП.

К_ЛЭП =5,5×25,500=140,250 тыс. у. е.

Затраты на тр ГПП:

К_{тр ГПП} = N ·Ктр , (1.53)

где N - число трансформаторов;

К_тр - стоимость трансформатора.

К_{тр ГПП} =2×48=96 тыс. у. е.

Затраты на разъединители:

К_раз = N ·Краз , (1.54)

где N - количество разъединителей; К_раз - стоимость разъединителя.

К_раз =11×7,435= 81,875 тыс. у. е.(1.55)

Затраты на ОПН:

К_опн = N ·К_опн ,

где N - количество ОПН; К_опн - стоимость ОПН.

К_опн =2×1,8= 3,6 тыс. у. е.(1.56)

Суммарные затраты на оборудование первого варианта:

К _Σ1 =К_ВЫК +К_ЛЭП +К_разъед +К_опн +К_{т гпп}

К _Σ1 =80,52+140,25+81,78+3,6+96 = 402,15 тыс. у. е. .

Определим издержки. Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

И_{экс ЛЭП} =0,028×К_ЛЭП =0,028×140,25=3,93 тыс. у. е. (1.57)

Издержки на эксплуатацию оборудования:

И_{экс об} =0,03×К_об =0,03×261,9=7,86 тыс. у.е. (1.58)

где К_об -суммарные затраты без стоимости ЛЭП.

Амортизационные издержки на ЛЭП:

И_{а ЛЭП} =0,028×К_ЛЭП =0,028×140,25=3,93 тыс. у. е. (1.59)

Амортизационные издержки на оборудование:

И_{а об} =0,063×К_об =0,063×261,9=16,5 тыс. у. е. (1.60)

Стоимость потерь электроэнергии

Ипот =Сo × (Wтргпп + Wлэп ) =0,05× (237541 +41955) =13,974 тыс. у. е., (1.61)

где Сo = = 0,05 y. e. /кВт×ч(1.62)

Суммарные издержки:

И _Σ1 =Иа +Ипот +Иэ ,

И _Σ1 =3,93+16,5+13,97+3,93+7,86=46,2 тыс. у. е.(1.63)

Приведенные суммарные затраты:

З_I =0,12×К _Σ1 + И _Σ1 =0,12×402,15+46,2= 94,5 тыс. у. е.

Второй вариант

Рисунок 1.6 - Второй вариант схемы внешнего электроснабжения.

Выбираем электрооборудование по II варианту

1. Выберем трансформаторы ГПП.

Выбираем два трансформатора мощностью 10000 кВА.

Коэффициент загрузки К_з = 0,67.

Паспортные данные трансформатора: тип трансформаторара ТДНС-10000/35, номинальная мощность S_н =10000 кВА, U_вн =35кВ, U_нн =10,5 кВ,

DР_хх =12кВт, DР_кз =60кВт, u_кз =8%, I_хх =0,75%

Потери мощности в трансформаторах:

Активной

Реактивной

ΔQ _т =

Потери энергии в трансформаторах. При двухсменном режиме работы Т_вкл =4000 ч. Т_макс =4000 ч., тогда время максимальных потерь: τ =2405 ч. Потери электроэнергии в трансформаторах:

ΔW =2 × (ΔP _{х х} ×T _вкл +τ ×ΔP _кз × (К_з ) ² = 2× (12×4000+60×2405×0,67 ² ) =225870 кВт×ч.

2. ЛЭП-35кВ. Полная мощность, проходящая по ЛЭП

=

Расчетный ток, проходящий по одной линии

I_р =

Ток аварийного режима

I_ав =2×I_р =2×106,1=212,2 А

Выбор сечения ЛЭП

1) по экономической плотности тока

мм^2,

где I_р =106,1 А расчетный ток линии,

j - экономическая плотность тока;

j =1,1 А/мм² при Т_м =3000-5000 ч и алюминиевых проводах.

Принимаем по экономической плотности тока провод АС -70, I_доп =265А.

2) проверим выбранные провода по допустимому нагреву:

при расчетном токе

I_доп =265А>I_р =106,1 А

3) коэффициент перегрузки К_п =1,3 при аварийном токе

I _{доп ав} =1,3×I _доп =1,3×265=345 A>I _ав =212,2 A

Определим потери электроэнергии в ЛЭП-35:

ΔW_ЛЭП == ,

где R = r ₀ ×l , где r ₀ =0,46 Ом/км удельное сопротивление сталеалюминевого провода сечением 70 мм² ; l =5,5 - км длина линии.

Трансформатор энергосистемы. На подстанции энергосистемы расположены два трехобмоточных трансформатора ТДТН - 40000/110/37/10,5.

Паспортные данные: тип трансформатора ТДТН-40000/110, номинальная мощность

S_н =40000 кВА, U_вн =115кВ, U_сн =38,5кВ, U_нн =11 кВ,

DР_хх =39кВт, DР_кз =200кВт, u_кз =10,5%, I_хх =0,6%(1.64)

Коэффициент долевого участия завода мощности трансформатора системы

γ =

Долевым участием в потерях D Р и D Q пренебрегаем. Потери электроэнергии в трансформаторах энергосистемы

ΔW =2× (ΔP _хх ×T _вкл +τ ×ΔP _кз × (К_з ) ² = 2× (39×4000+200×2405×0,17 ² ) =339802 кВт×ч

Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение U = 35 кВ.

Расчет токов КЗ проведем в относительных единицах. Схема замещения представлена на рисунке 1.7. В качестве базисных величин принимаем мощность S_б =1000 МВА и напряжение U_б =37 кВ, S_кз =880 MBA, тогда базисный ток будет:

Сопротивление системы

Сопротивление трансформатора

= о. е.

Сопротивление ЛЭП

о. е.

S_К-1 = U_б I_К-1 = × 37 × 6,4=409,7 кВА;

i_У1 = × К_У × I_К-1 = × 1,8 × 6,4=16,3 кА

S_К-2 = U_б I_К-1 = ×37 ×4,2 = 268,8 кВА;

i_У2 = ×К_У ×I_К-1 = ×1,8 ×4,2 = 10,7Ка

Рисунок 1.7

1) Выключатели В1, В2

Выключатели выбираем по аварийному току трансформаторов системы.

Принимаем, что мощность передаваемая через трансформатор по двум вторичным обмоткам трансформаторов распределена поровну (по 50%), поэтому:

Sав тр сист =2×20=40 МВА

Iав =Sав /1,73×U н=40×1000/1,73×37=624,9 А,

Ip =Iав /2=312,45 А

Выбираем выключатели типа МКП-35-630-20У1.

Проверка выбранных выключателей:

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателей В1 и В2:

2=

2) Секционный выключатель В3:

I_В3 = I_АВ /2 =312,45 кА

Принимаем выключатель МКП-35-630-20У1.

Проверка выбранного выключателя:

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателя В3:

3=

3) Выключатели В4, В5, В6, В7: I _{ав ЛЭП} =212,2 А

Принимаем выключатель МКП-35-630-20У1.

Проверка выбранного выключателя:

4) Разъединитель

Принимаем разъединитель типа РНДЗ.1-35/1000 У1.

5) Ограничители перенапряжения. Выбираем ОПНп-35/400/40,5-10 УХЛ1

Расчет затрат по второму варианту схемы электроснабжения. Суммарные затраты на оборудование второго варианта:

К _Σ2 = γ К_{В1, В2} + γ К_В3 +К_{В4, В5, В6, В7} +К_ЛЭП +К_опн +К_раз + γ К_тр-ра +К_{т гпп} , тыс. у. е.

Затраты на выключатели В1 и В2:

К_{В1, В2} =2×γ ×Кв =2×0,33×12,15=8,02 тыс у. е.

Затраты на выключатель В3:

К_В3 =γ ×Кв =0,16×12,15=1,94 тыс у. е.

Затраты на выключатели В4, В5:

К_{В4, В5, В6, В7} =4×Кв =4×12,15=48,6 тыс у. е.

Затраты на ЛЭП:

К_уд = 27,3 тыс. у. е. /км, К_ЛЭП = l×К_уд = 5,5×27,3 = 150,2 тыс у. е.

Затраты на трансформаторы подстанции энергосистемы:

К_ат = 2×γ ×Ктр = 2×0,16×94,4=30,2 тыс у. е.

Затраты на трансформаторы ГПП:

К_{т гпп} = 2×43 = 86 тыс у. е.

Затраты на ОПН:

К_опн = 2×0,5 = 1 тыс у. е.

Затраты на разъединители:

К_{раз 1-4} = 4×γ × К_раз = 4×0,21×3,5 = 2,94 тыс у. е.

К_{раз 5-6} = 2×γ × К_раз = 2×0,11×3,5 = 0,77 тыс у. е.

К_раз = 11×3,5= 38,5 тыс у. е.

S К_раз = 2,94+0,77+38,5 = 42,2 тыс у. е.

Суммарные затраты:

К _Σ2 =8,02+1,94+48,6+150,2+1+42,2+30,2+86 = 368,2 тыс. у. е.

Суммарные издержки на оборудований второго варианта

SИ ₂ =И_а +И_потери +И_э , тыс. у. е.

Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

И_{экс ЛЭП} =0,028×К_ЛЭП =0,028×150,2 = 4,2 тыс у. е.

Амортизация ЛЭП:

И_{а ЛЭП} =0,028×К_ЛЭП =0,028×150,2 = 4,2 тыс у. е.

Издержки на эксплуатацию оборудования:

И_{экс об} =0,03×К_об =0,03×235,3= 7,06 тыс у. е.,

где К_об -суммарные затраты без стоимости ЛЭП.

Амортизация оборудования:

И_{а об} =0,063×К_об =0,063×235,3=14,8 тыс у. е.

Стоимость потерь:

И_пот =Сo × (Wтргпп+ Wлэп + Wтр. эн. системы ) = = 0,05× (225870+339802+410977) =48,832 тыс. у. е.

Суммарные издержки:

И _Σ2 =4,2+14,8+4,2+7,06+48,8 =79,1 тыс у. е.

Приведенные суммарные затраты:

З =0,12×К _Σ2 + И _Σ2 =0,12×368,2+79,1= 123,3 тыс у. е. /год.

Третий вариант

Рисунок 1.8 - Третий вариант схемы внешнего электроснабжения

Выбираем электрооборудование по III варианту.

1. ЛЭП -10 кВ

Полная мощность, проходящая по ЛЭП:

Расчетный ток, проходящий по одной линии:

I_р =

Ток аварийного режима:

I_ав =2×I_р =2×369,2=738,4А

Выбор сечения ЛЭП:

1) по экономической плотности тока

мм^2,

где I_р =369,2 А расчетный ток линии

j - экономическая плотность тока;

j =1,1 А/мм² .

Для ЛЭП 6-10 кВ максимальное сечение воздушных линий по ПУЭ F =120мм² . Примем два провода АС-120 с I_доп =380А в каждой.

2) проверим выбранные провода по допустимому нагреву:

при расчетном токе

I_доп =N· I_доп =2×380=760 A;

I_доп I_р 760А335А.

3) проверим выбранные провода по аварийному режиму:

коэффициент перегрузки К_п =1,3, следовательно допустимый аварийный ток равен:

I_{доп ав} =1,3×I_доп =1,3×760=988 A, I_{доп ав} I_ав 988А738,4А.

Определим потери электроэнергии в ЛЭП:

W_ЛЭП == ,

где R =×l ,

где r ₀ =0,27 Ом/км удельное сопротивление сталеалюминевого провода сечением 120 мм² ;

l =5,5 - км длина линии.

Трансформатор энергосистемы.

На подстанции энергосистемы расположены два трехобмоточных трансформатора ТДТН - 40000/110/37/10,5, со следующими паспортными данными: номинальная мощность S_н =40000 кВА, U_вн =115 кВ, U_сн =38,5 кВ, U_нн =11 кВ, DР_хх =39 кВт, DР_кз =200 кВт, u_кз =10,5%, I_хх =0,6%

Коэффициент долевого участия завода мощности трансформатора системы:

γ =

Потери энергии в трансформаторах:

ΔW =2× (ΔP _хх ×T _вкл +τ ×ΔP _кз × (γ ) ² = 2× (39×4000+200×2405×0,17 ² ) =339802 кВт×ч.

Стоимость потерь:

И_пот =Сo × (Wтр + Wлэп ) = 0,05× (1455531+339802) =897667 тыс. у.е.

Так как стоимость потерь электроэнергии сопоставима с суммарными затратами, то дальнейший расчет не целесообразен.

Составим сводную таблицу по всем вариантам.

Таблица 1.10 - Результаты ТЭР по трем вариантам электроснабжения

Вывод: для дальнейшего расчета принимаем первый вариант схемы внешнего электроснабжения.

1.10 Выбор оборудования и расчет токов короткого замыкания U>1кВ

1.10.1 Расчет суммарного тока КЗ

Для выбора оборудования произведем расчет токов КЗ на шинах ГПП завода и составим схему замещения (рисунок 1.9).

Рисунок 1.9

Расчёт токов КЗ проведём в относительных единицах. В качестве базисных величин принимаем мощность и напряжение тогда базисный ток будет:

В компрессорной установлено десять синхронных двигателя со следующими характеристиками:

(1.65)

(1.66)

Выберем кабель к СД: Расчетный ток СД

(1.67)

1) по экономической плотности тока:

,

где I_р =33 А расчетный ток СД;

j =1,2 А/мм² экономическая плотность тока.

Выбираем кабель марки ААШв-10- (3х70) с I_доп =165 А.

2) Проверяем выбранное сечение по термическому действию тока КЗ

(1.68)

Окончательно выбираем кабель ААШв-10- (3х70) с Iдоп =165А

Для выбранного кабеля Худ =0,086 Ом/км, r ₀ =0,443 Ом/км;

Ток КЗ от СД:

(1.69)

(1.70)

Суммарный ток КЗ в точке К-2:

(1.71)

Суммарный ударный ток в точке К-2:

(1.72)

Мощность КЗ в точке К-2:

1.10.2 Выбор выключателей

Выбираем вводные выключатели:

Полная мощность:

S_р = кВА;

Расчетный ток:

I_р =

Принимаем выключатель ВМПЭ-10-1000-20УЗ.

Проверим выбранный выключатель:

Выбор секционного выключателя. Через секционный выключатель проходит половина мощности, проходящей через вводные выключатели. Следовательно, расчетный ток, проходящий через выключатель:

I_р =

Принимаем выключатель ВМПЭ-10-630-20УЗ.

Проверим выбранный выключатель:

Выбор выключателей отходящих линий:

Магистраль ГПП-ТП1-ТП2:

Расчетная мощность ТП1, ТП2

Расчетный ток ТП1, ТП2:

Принимаем выключатель ВММ-10-400-10У2

Проверим выбранный выключатель:

Магистраль ГПП-ТП3-ТП4:

Расчетная мощность ТП3, ТП4:

кВА

Расчетный ток ТП3, ТП4:

Принимаем выключатель ВММ-10А-400-10У2

Проверим выбранный выключатель:

Магистраль ГПП-ТП5-ТП6: расчетная мощность ТП5, ТП6:

= 2509 кВА

Расчетный ток ТП5, ТП6:

Принимаем выключатель ВММ-10А-400-10У2

Проверим выбранный выключатель:

Магистраль ГПП-СД:

Расчетный ток СД:

Принимаем выключатель ВММ-10А-400-10У2

Проверим выбранный выключатель:

1.10.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному току I _{ном. тт} , номинальному напряжению U _{ном. тт} , нагрузке вторичной цепи S _2ном , обеспечивающей погрешность в пределах паспортного класса точности.

Трансформаторы тока проверяют на внутреннюю и внешнюю электродинамическую К _дин и термическую стойкость К _тс к токам КЗ.

Выбор и проверка трансформаторов показаны в таблице 1.11.

Таблица 1.11

Трансформаторы тока ввода

На вводах к шинам первой и второй секции и на секционном выключателе примем трансформатор тока ТШЛП-10-У3: I_{ном. тт} = 600 А; S_{ном. тт} =20 ВА.

Таблица 1.12 - Нагрузка трансформатора тока

Рассчитаем вторичную нагрузку трансформаторов тока.

Сопротивление вторичной нагрузки состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

R ₂ = R_приб + R_пров + R_к-тов (1.73)

Сопротивление приборов определяется по формуле:

(1.74)

где S_приб - мощность, потребляемая приборами;

I ₂ - вторичный номинальный ток прибора.

Допустимое сопротивление проводов:

(1.75)

(1.76)

Принимаем провод АКР ТВ F =2,5 мм² ;

(1.77)

R ₂ = R_приб + R_пров + R_к-тов = 0,26 + 0,056 + 0,1 = 0,416 Ом(1.78)

S ₂ = R ₂ ×I ² = 0,416 × 5² = 10,4 ВА; (1.79)

Вк =Iкз ² × (tотк+Та ) =4,87² × (0,095+0,04) =3,2 кА² с(1.80)

Трансформатор тока на линии ГПП -ТП1-ТП2

Примем трансформатор тока ТПЛК-10-У3: I_{ном. тт} = 400 А; S_{ном. тт} = 12 ВА.

Таблица 1.13 - Нагрузка трансформатора тока

Сопротивление приборов:

Допустимое сопротивление проводов:

Принимаем провод АКР ТВ F=2,5 мм² ;

R ₂ = R_приб + R_пров + R_к-тов = 0,26 + 0,056 + 0,1 = 0,416 Ом

S ₂ = R ₂ × = 0,416 × 5² = 10,4 ВА;

Вк =Iкз ² × (tотк+Та ) =4,87² × (0,095+0,04) =3,2 кА² с.

Выбираем трансформатор тока на линии ГПП -СД1-2

Примем трансформатор тока ТПЛК-10-У3: I_{ном. тт} = 50 А; S_{ном. тт} = 12 ВА

Таблица 1.14 - Нагрузка трансформатора тока

Сопротивление приборов:

Допустимое сопротивление проводов:

0,48-0,3-0,1=0,08 Ом;

принимаем провод АКР ТВ; F=2,5 мм² ;

S ₂ =R ₂ × =0,456×5² =11,4 ВА;

R ₂ =R_приб +R_пров +R_к-тов =0,3+0,056+0,1=0,456 Ом.

Трансформаторы на остальные элементы СЭС.

Ввод к ГПП: ТШЛ-10-У3

На линии к ТП1-2: ТПЛК-10-У3

На линии к ТП3-4: ТПЛК-10-У3

На линии к ТП5-6: ТПЛК-10-У3

1.10.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению первичной цепи, классу точности и схеме соединения обмоток.

Соответствие классу точности следует проверить сопоставлением номинальной нагрузки вторичной цепи с фактической нагрузкой от подключенных приборов.

Нагрузка на каждую фазу определяется суммированием нагрузки всех параллельных катушек приборов (реле).

, ВА

Расчет для выбора трансформатора напряжения приведен в таблице 1.15.

Таблица 1.15

Расчетная вторичная нагрузка:

Принимаем трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66У3 и занесем условия выбора в таблицу 1.16.

Таблица 1.16

1.10.5 Выбор выключателей нагрузки

Расчёт токов, проходящих по кабелям, приведён ниже.

Токи, проходящие по линиям к цеховым подстанциям:

ТП1: I_p = 89,6 А

ТП2: I_p = 44,8 А

ТП3: I_p = 89,4 А

ТП4: I_p = 44,7 А

ТП5: I_p = 137,8 А

ТП6: I_p = 34,5 А

Для всех трансформаторов принимаем выключатель нагрузки типа ВНПу-10/40010У3

На ТП1-ТП4, ТП6 устанавливаем предохранители типа ПК3-10-100/100-31,5УЗ

На ТП5 устанавливаем предохранители типа ПК4-10-200/160-31,5УЗ

1.10.6 Выбор силовых кабелей отходящих линий

Выбор кабелей производится по следующим условиям:

по экономической плотности тока:

по минимальному сечению F_{mi n} =a ´I_кз ´Öt_п ;

по условию нагрева рабочим током I _{доп каб} I_р ;

по аварийному режиму I_{доп ав} I _ав ;

по потере напряжения DU_доп DU_рас

Все расчетные данные выбора кабелей занесены в таблицу 1.17 "Кабельный журнал"

Таблица 1.17 - Кабельный журнал

1.11 Выбор оборудования для электроприемников цеха

Рисунок 1.10 - Схема электроснабжения механического цеха

Таблица 1.18 - Технические данные ЭП ШРА1, ШРА2, ШР1

Выбор защитной и коммутационной аппаратуры, марки и сечения проводов и кабелей, тип ШРА.

Выбор вводного автомата

Всего по цеху Iр = 1157,5 А

Найдём кратковременный ток

Iкр =1,3×Iр =1,3 × 1157,5 = 1504,8 А(1.81)

Выбираем автомат марки АВМ-15Н:

1) I_{ном ав} = 1500 А (> 1157,5 А);

2) I_{ном расц} = 1200 А (> 1157,5 А);

I_отс = 2000 А;

I_{пред ком} = 150кА;

3) I_{сраб эл расц} >1,25 ×I_крат =1,25 × 1504,8 = 1528,5 А; 2000 А >1881,1 А

условия выполняются.

Выбор автомата А₂ , кабельной линии и типа шинопровода ШРА-1

S_{р ШРА-1} =81 кВА; I_{р ШРА-1} =123,2 А; (1.82)

I_крат =I_пуск =I_{пускнаиб} +SI_ном = 450,5 + (123,2-128,7) =445 А

Выбираем шинопровод распределительный типа ШРА4 I_н =250 А>123,2 А;

I_{эл дин ст} ^ =15кА

Выбираем автомат марки А3710Б

1) I_{ном ав} = 160 А (>123,2 А);

2) I_{ном расц} = 125 А (>123,2 А);

I_отс = 630 А;

I_{пред ком} = 75 кА;

3) I_{сраб эл расц} >1,25×I_крат = 1,25×445 = 556,3 А; 630 А > 556,3 А

условия выполняются.

Выбираем кабель к ШРА-1:

ААШв-1- (3´95+ (1´70); I_доп =205 А (>123,2 А).(1.83)

Проверим выбранное сечение по коэффициенту защиты (К_з ) автомата, в одной траншее от ТП до цеха уложены 6 кабеля, поэтому поправочный коэффициент К_п =0,75, к_з =1 - коэффициент защиты для автомата с нерегулируемой характеристикой. 

1) условие выполняется.

Выбор автомата А₃ , кабельной линии и типа шинопровода ШРА-2

S_{р ШРА-2} =233,5 кВА; I_{р ШРА-2} =355,3А;

I_крат =I_пуск =I_{пускнаиб} +SI_ном =316,6+ (355,2-70,4) =601,4 А

Выбираем шинопровод распределительный типа ШРА4 сI_н =400 А > 355,3 А; I_{эл дин ст} ^ =25 кА

Выбираем автомат марки А3730Б

1) I_{ном ав} =400 А (>355,3А);

2) I_{ном расц} =400 А (>355,3 А);

I_отс =2500 А;

I_{пред ком} = 100кА;

3) I_{сраб эл расц} >1,25 ×I_крат =1,25×601,4 = 751,7 А; 2500 А > 751,7А

условия выполняются.

Выбираем кабель к ШРА-2: 2ААШв-1- (3´150+ (1´95); I_доп =600 А (>355,3А);

проверим выбранное сечение:

условие выполняется.

Выбор автомата А₅ , кабельной линии и типа шинопровода ШР-1.

S_{р ШР-1} =354,3 кВА; I_{р ШР-1} =538,9 А;

I_крат =I_пуск =I_{пускнаиб} +SI_ном =316,6+ (538,9-70,4) =785,1 А

Выбираем автомат марки А3740Б

1) I_{ном ав} =630 А (> 538,9 А);

2) I_{ном расц} =630 А (>538,9 А);

I_отс =4000 А;

I_{пред ком} = 150кА;

3) I_{сраб эл расц} >1,25 ×I_крат =1,25×785,1 = 981,3 А; 4000 А > 981,3 А

условия выполняются.

Выбираем кабель к ШРА-3: 3ААШв-1- (3´150+ (1´95); I_доп =900 А (>538,9 А);

проверим выбранное сечение:

условие выполняется.

Выбор автомата А₄ ,, кабельной линии и тип ЩО

Выбор А₄ к ЩО:

(1.84)

А3710Б: I_{н А} =40 А >34,85 А; I_{у расц} = 40 А >34,85 А;

Примем ОП6УХЛ4 - на шесть отходящих линий, I_{н. расц .} = 40 А.

Выбираем кабель к ЩО: ААШв-1- (3´10) + (1´6); I_доп =65 А (>34,85А), проверим выбранное сечение: условие выполняется.

Выбираем автомат А₆ , кабельную линию к ЭП №8

Р_н = 90 кВт; ;(1.85)

I_пуск = K_пус ×I_ном = 1×152,1 = 152,1 А.

Выбираем автомат марки А3710Б:

1) I_{ном ав} = 160 А (> 152,1 А);

2) I_{ном расц} = 160 А (> 152,1 А);

I_отс =400 А;

I_{пред ком} = 75 кА;

3) I_{сраб эл расц} >1,25 ×I_крат =1,25 × 152,1 = 190,1 А; 400 А >190,1 А

условия выполняются.

Выбираем кабель к ЭП № 29: ААШв-1- (3´120) + (1´70); I_доп =265 А (>152,1А), проверим выбранное сечение:

условия выполняются.

Выбираем автомат А₇ , кабельную линию к ЭП №37

Р_н = 100 кВт; ;(1.86)

I_пуск = K_пус ×I_ном = 4,5 ×217,3 = 977,3 А.

Выбираем автомат марки А3720Б:

1) I_{ном ав} = 250 А (> 217,3 А);

2) I_{ном расц} = 250 А (> 217,3 А);

I_отс =1600 А;

I_{пред ком} = 100 кА;

3) I_{сраб эл расц} >1,25 ×I_крат =1,25 × 977,3 = 1222,3 А; 1600 А >1222,3 А

условия выполняются.

Выбираем кабель к ЭП № 29: ААШв-1- (3´185) + (1´70); I_доп =345 А (>217,3А), проверим выбранное сечение:

условия выполняются.

Выбор автомата к ЭП

Условия выбора автоматов к ЭП:

1) ;

2) ;

3)

Выбор предохранителей к ЭП

Условия выбора предохранителей к ЭП:

1) ; 2)

Расчеты сводим в таблицу 1.19.

Таблица 1.19 - Расчет защитных аппаратов и проводов к ЭП

1.11.1 Расчет токов короткого замыкания на U<1 кВ

Для расчета токов короткого замыкания составим схему питания наиболее удаленного электроприемника механического цеха (рисунок 1.11, а) для проверки его аппарата защиты на отключающую способность и схему замещения (рисунок 1.11, б)

а) б)

Рисунок 1.11

Определим сопротивления:

R_т =2 мОм; Х_т =8,5мОм; R_А1 +R_конт1 + R_пер1 =0,25 мОм; Х_А1 =0,08 мОм;

R_А3 +R_конт3 + R_пер2 =0,43 мОм; Х_А3 =0,13 мОм;

R_каб = r ₀ × l =0,28×30=8,4 мОм; Х_каб = r ₀ × l =0,06×30=1,8 мОм;

R_ш = r ₀ × l =0,13×48=6,24 мОм; Х_ш = r ₀ × l =0,1×48=4,8 мОм;

R_пров = r ₀ × l =0,28×5=1,4 мОм; Х_пров = r ₀ × l =0,06×5=0,3 мОм;

R_А =0,36 мОм; Х_А =0,28 мОм;

где 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 значения тока трех и двухфазного КЗ в точке К-3

R₃ =R_т +R_А1 =2+0,25=2,25 мОм, Х₃ =Х_т +Х_А1 =8,5+0,08=8,58 мОм

Трехфазный ток КЗ в точке К-3

(1.87)

(1.88)

постоянная времени; Ударный ток в точке К-3:

(1.89)

Двухфазный ток КЗ в точке К-3

(1.90)

Определим значения тока трех и двухфазного КЗ в точке К-2

R₂ =R₃ +R_А3 +R_конт3 +R_каб =2,25+0,43+8,4=11,08 мОм

Х₂ =Х₃ +Х_А3 +Х_каб =8,58+0,13+1,8=10,51 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 +R_ш +R_пров +R_А = 11,08+6,24+1,4+0,36=19,08 мОм

Х₁ =Х₂ +Х_ш +Х_пров +Х_А = 10,51+4,8+0,3+0,28=15,89 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 R_Т , Х_Т , R_ш , Х_ш , R_каб , Х_каб , R_пров , Х_пров принимаем полное сопротивление цепи фаза-нуль; Z_{п. ф. - 0. к.} - полное сопротивление цепи фаза-нуль кабельной линии; Z_{п. ф. - 0. п} - полное сопротивление цепи фаза-нуль провода; Z_{п. ф. - 0. ш.} - полное сопротивление цепи фаза-нуль шинопровода, 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

(1.91)

(1.92)

При однофазном к. з. в точке К2 и соединении обмоток трансформатора Δ/yە-11

(1.93)

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

Составим сводную таблицу 1.20 результатов расчетов.

Таблица 1.20

Проверим выбранное оборудование по отключающей способности:

Предельный отключающий ток автомата АВМ-15Н, 250кА>22,5кА.

Предельно отключающий ток автоматического выключателя А3730Б с расцепителем на I_ном =320А (100кА>15,1кА).

Предельный сквозной ток шинопровода ШРА-73 на I_ном = 400А (25кА>9,3кА).

Выбранные автоматы и предохранители по отключающей способности и чувствительности соответствует требованиям.

1.12 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. Защита 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, а отключение выключателя 110 кВ короткозамыкателя.

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%/10,5 кВ; ток трехфазного короткого замыкания I_кз =4,67 кА.

Расчет дифференциальной токовой защиты для трансформаторов ГПП.

а) Определение первичных номинальных токов на сторонах силового трансформатора (I_{ном 1} и I_{ном 2} ):

, А, (1.94)

А,

А

и коэффициенты трансформации трансформаторов тока:

, А, (1.95)

А,

, А(1.96)

А

Принимаем стандартные коэффициенты трансформации:

n_{Т 1} =100/5=20, ТВТ-110 (опорные в фарфоровой покрышке);

n_{Т 2} =600/5=120, ТЛМ-10 (с литой изоляцией).

б) Определим вторичные номинальные токи в плечах дифференциальной защиты:

, А, (1.97),

А,

А

Так как основная сторона дифференциальной защиты принимается по большему значению (i_{н 1} и i_{н 2} ), то в данном случае i_{н 2} >i_{н 1} .

Сторону напряжением 10 кВ принимаем за основную и все расчеты приводим к основной стороне.

в) Выбирается ток срабатывания защиты из условия отстройки:

1) от броска намагничивания

I_сз = К_отс ×I_{нт 2} , А, (1.98)

где К_отс =1,3-1,4 - коэффициент отсечки для РТН-565

I_сз = 1,3×550,5=716 А;

2) от максимального тока небаланса

I_сз = К_отс ×I_нб = К_отс × (), А, (1.99)

где К_отс =1,3 - коэффициент отсечки для РНТ-565.

Составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью (ток намагничивания) трансформаторов тока, питающих дифференциальную защиту определяется по формуле:

= К_а ·К_одн · e ·I_кмакс , А, (1.100)

= 1×1×0,1×4,67=467 А

где К_одн - коэффициент, учитывающий однотипность трансформаторов тока (К_одн =1);

e - коэффициент, учитывающий 10% погрешность трансформаторов тока (e =0,1);

К_а - коэффициент, учитывающий переходной режим (апериодическая составляющая), (К_а =1 для реле с БНТ);

I_кмакс - максимальное значение тока КЗ за трансформатором, приведенная к основной стороне трансформатора.

Составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора:

А, (1.101)

где ±DN = ±16 - полный диапазон регулирования напряжения.

А

Составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью установки на коммутаторе реле РНТ расчетного целого числа витков обмоток:

,(1.102)

где W _{1расч .,} W ₁ - 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.

I_сз = К_отс × I_нб = К_отс · ( ), А, I_сз = 1,3× (467+747,2) =1578,5 А.

За расчетную величину тока срабатывания защиты принимаем большее значение между: I_сз (от намагничивания) = 747,2 А, I_сз (от небаланса) = 1578,5 А.

г) Производится предварительная проверка чувствительности защиты при повреждениях в зоне ее действия.

К_ч =>2, (1.103)

где I_кмин - минимальное значение тока КЗ (обычно двухфазное в зоне защиты)

К_ч ===2,57>2(1.104)

I_{к. мин} =0,87×I_кз , А,

I_{к. мин} =0,87×4670=4063 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)

I_ср =, А, (1.105)

где n_Т , K_сх - берется для основной стороны.

I_ср == 13,15 А(1.106)

е) Определяется расчетное число витков обмотки реле основной стороны W_{осн. расч.} = , витков, W_{осн. расч .} == 7,6 витка.

Полученное число витков обмотки округляем до ближайшего меньшего числа витков, которое можно установить на реле РНТ-565, т.е. W_{осн. расч} = 7 витков.

ж) Определяется число витков обмотки неосновной стороны

W _{неосн. расч} = × W_{осн. расч} , витков, (1.107)

где i_{н 1} - вторичный номинальный ток основной стороны;

i_{н 2} - вторичный номинальный ток другого плеча защиты.

W _{неосн. расч} = =6,6 витков.

3) Определяется ток небаланса с учетом I .

I = ×, А,

I = ×4670=424,5 А

е) Повторно определяется первичный ток срабатывания защиты и вторичный ток срабатывания реле:

I_сз =1,3 × (467+747,2+424,5) =2130,3 А

I_ср =×К_сх , А,

I_ср =×1= 17,7 А.

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.

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

I_{нагр. макс} =0,8×I_{ном. тр} , (1.108)

I_{нагр. макс} =0,8×50,3=40,2 А. (1.109)

2. автоматическое подключение нагрузки при действии АВР

I_{нагр. макс} = I₁ + I₂ =0,8· (I_{ном. тр1} + I_{ном. тр2} ),

I_{нагр. макс} =0,8× (100,6+100,6) =161 А.

Ток срабатывания защиты выбирается по формуле:

I_сз =×I_{раб. макс} , А, (1.110)

где К_отс = 1,1-1,2 для реле РТ-40;

К_воз =0,85 - коэффициент возврата реле;

К_зап =2,5 - коэффициент самозапуска обобщенной нагрузки;

I_сз =× 161=520,9 А.

Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ:

К >1,5,

где I_{к. мин} - минимальный ток двухфазного КЗ до трансформатора ГПП.

К =6,6>1,5(1.111)

Выдержка времени выбирается из условия селективности на ступень выше наибольшей выдержки времени t_п защит присоединений, питающихся от трансформатора

t_т =t_п + D t, с ,

где t_п =0,8 с - выдержка времени защиты, установленной на присоединениях питающихся от данного трансформатора,

Dt =0,5 с - ступень выдержки времени.

t_т =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:

I_сз =×I_{ном. тр} , А, (1.112)

I_сз =× 50,3= 66 А.(1.113)

Время действия защиты от перегрузки выбирается на ступень больше МТЗ:

t_пер =t_мтз +Dt, с

t_пер =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.

1.13 Заземление и молниезащита ГПП

1.13.1 Расчет заземления ГПП

Исходные данные для расчета:

а) понижающая подстанция, на которой установлены два трансформатора 110/10 кВ с заземленной нейтралью; б) заземлитель предполагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов (40х4) мм² т горизонтальных стержней длиной L_з =5 м, диаметром d =16 мм, глубина заглубления электродов в землю t_з =0,7 м. в) расчетное удельное сопротивление верхнего и нижнего слоя земли: r ₁ =130 Ом×м, r ₂ =40 Ом×м. г) в качестве естественного заземлителя используем систему трос-опора двух подходящих и п/ст ВЛ-110 кВ. Длина пролета 30 м, сечение троса q =50 мм² , расчетное сопротивление заземлителя одной опоры r_оп =14 Ом, число опор с тросом на каждой линии 9.

Сопротивление естественного заземлителя для двух ЛЭП:

R_e = Ом(1.114)

Требуемое сопротивление рассекания заземлителя: R_з = 0,5 Ом

Требуемое сопротивление искусственного заземлителя:

R_н = , Ом(1.115)

R_н = =0,83 Ом.

Выбираем контурный заземлитель размещенный по периметру подстанции.

Составляем расчетную модель заземления с площадью S=1015 м² (рисунок 1.12).

Рисунок 1.12

L_r = 44 Ом - длина горизонтальных электродов; n = 18 шт.;

Количество ячеек по одной стороне модели:

m = (1.116)

m = = 4,01 » 4.

Уточняем суммарную длину горизонтальных электродов:

L_г = 2× (m +1) ×(1.117)

L_г = 2× (4+1) ×43,9 = 439 м.

Расстояние между вертикальными электродами:

а = (1.118)

а = = 9,76(1.119)

Суммарная длина вертикальных электродов:

L_в = nl_в

L_в = 18×5 = 90 м.

Относительная глубина погружения в землю электродов:

t_отн = ;(1.120)

t_отн = = 0,13 м.

Относительная длина:

l_отн = ;(1.121)

l_отн = = 0,26 м.

Расчетное эквивалентное удельное сопротивление грунта:

r _э = r ₂ ×,(1.122)

где = = 3,25 1££10(1.123)

к = 0,43×

к = 0,43× = 0,23

r _э =40× (3,25) ^0,23 =52,4 Ом×м.

Определение расчетного сопротивления искусственного заземлителя. Предварительно найдем значение коэффициента А.

Из условия 0,1 £t_отн £ 0,5

А = 0,385 - 0,25 × t_отн

А = 0,385 - 0,25×0,13 = 0,35

отсюда:

R = А ×, Ом(1.124)

R = 0,35 ×=0,52 Ом

Полученное значение практически совпадает с требуемым (0,72 Ом).

Общее сопротивление заземлителя подстанции с учетом R_e :

R_з = = = 0,37 Ом(1.125)

Потенциал заземляющего устройства в аварийный период:

j _зу = I_з × R_з , (1.126)

j _зу = 25×0,37 = 9,25 кВ < 10 кВ.

Таким образом искусственные заземлители подстанции должны быть выполнены из горизонтальных пересекающихся полосовых электродов сечением (40х4) мм² , общей длиной не менее 440 м и вертикальных стержневых в количестве 18 штук, диаметром 16 мм, длиной по 5 м, размещенных по периметру заземлителя. Погруженных в землю на 0,7 м. При этих условиях сопротивление искусственного заземлителя R_н в самое неблагоприятное время года не будет превышать 0,52 Ом, а R_н не более 0,5 Ом.

1.13.2 Расчет молниезащиты ГПП

Для установки молниеотводов используем высокие сооружения на подстанции.

Рисунок 1.13

Высота молниеотвода из условия:

D £ 8 (h-h_х ),

где h - высота молниеотвода; h_х - габарит подстанции.

Наивысшая точка - высота подвеса проводов ЛЭП-110 кВ.

h_х = 7,6 м; D = 24 м.(1.127), h = = 10,6 м(1.128)

Принимаем h = 13 м. Выберем зону защиты типа А , степень надежности 99,5%.

h_о = 0,85×h ;

h_о = 0,85×13 = 11,05 м.(1.129)

Радиус зоны защиты на земле:

r_о = (1,1 - 0,002h ) ×h ; r_о = (1,1 - 0,002×13) ×13 = 13,96 » 14 м.

Радиус зоны защиты на высоте защищаемого сооружения h_х = 7,6 м:

r_о = (1,1 - 0,002h ) ×;(1.130)

r_о = (1,1 - 0,002×13) × = 4,4 м.(1.131)

Высота зоны защиты в середине пролета между двумя молниеотводами:

h_о = 4h - ;

h_{о 12} = 4×13 - = 11,8 м;

h_{о 24} = 4×13 - = 11,5 м;

h_{о 34} = 4×13 - = 12 м;

h_{о 13} = 4×13 - = 11,5 м.

Ширины зоны защиты в середине пролета между молниеотводами на высоте h_х : для условия

£h_х £h_о

2×r_ох = 1,5× (h_{о -} h_х );

r_{ох 12} = 0,75× (11,8- 7,6) = 3,2 м;

r_{ох 13} = r_ох24 = 0,75× (11,5- 7,6) = 2,9 м;

r_{ох 34} = 0,75× (12- 7,6) = 3,5 м

Рисунок 1.14 - Зона защиты молниеотводов

Рассчитанные и установленные молниеотводы на главной понизительной подстанции обеспечивают полную защиту от прямых ударов молнии. Выбранная зона защиты обладает степенью защиты 99,5%.

2. Специальная часть. Автоматическое регулирование мощности конденсаторов

2.1 Общие сведения о компенсации реактивной мощности

Под номинальной реактивной мощностью электроприемника понимается реактивная мощность, потребляемая им из сети или отдаваемая в сеть при номинальной активной мощности и номинальном напряжении.

Групповая номинальная реактивная мощность - это алгебраическая сумма номинальных реактивных мощностей отдельно работающих электроприемников:

Q_номг =

Потребителями реактивной мощности являются все электроприемники, у которых кривая синусоидального тока отстает от кривой синусоидального напряжения на фазовый угол j . Для большинства потребителей реактивной мощности значение фазового угла j зависит от реактивного сопротивления злектроприемников и определяется полным сопротивлением фазы. Ктаким злектроприемникам относятся асинхронные двигатели, трансформаторы, линии электропередачи, осветительные сети с газоразрядными лампами и др. Для других потребителей реактивной мощности значение фазового угла не зависит от реактивного сопротивления и определяется степенью регулирования преобразовательного сопротивления и коэффициентом искажения, определяющим гармонический состав кривой тока, это относится к тиристорным преобразовательным установкам.

Основными потребителями реактивной мощности на промышленных предприятиях являются:

а) Асинхронные двигатели (60-65% от общего потребления).

б) Трансформаторы (20-25%).

в) Вентильные преобразователи, реакторы, воздушные и кабельные линии и прочие потребители (10%).

Основным источником реактивной мощности является синхронный генератор электростанций (Q3), но он не в полном объеме снабжает реактивной мощностью потребителей, так как это невыгодно, потому что при передаче в элементах системы электроснабжения возникают потери мощности и электроэнергии. Очевидно, что все параметры режима сети зависят от активной и реактивной мощности. Однако если для изменения активной мощности требуется изменять технологический режим работы потребителей электроэнергии, то изменение реактивной мощности достается более просто - с помощью компенсирующих устройств, самые распространенные из которых, используемые на промышленных предприятиях:

а) Синхронных компенсатор - это специальные машины, служащие для компенсации реактивной мощности в большом количестве Р_удСК =11¸30 кВт/Мвар

б) Синхронные двигатели (Р_удСД = 9кВт/Мвар);

в) Батареи конденсаторов - специальное устройство для компенсации реактивной мощности, батареи конденсаторов могут быть высоковольтные и низковольтные. (Р_удБК = 4,5кВт/Мвар),

В данном проекте для компенсации реактивной мощности используются низковольтные конденсаторные батареи. Это наиболее распространенный способ компенсации активной мощности в промышленных электросетях, для таких конденсаторов принят термин "конденсаторы для повышения коэффициента мощности" или просто "конденсатор". Широкое применение конденсаторов для компенсации реактивной мощности объясняется значительными преимуществами по сравнению с другими существующими в промышленности способами компенсации реактивной мощности, а именно: более высоким к. п. д., иначе говоря малыми удельными потерями активной мощности, не превышающими 0,5% на 1 квар компенсирующего устройства (в синхронных компенсаторах эта величина составляет 10% номинальной мощности компенсатора, а в синхронных двигателях 7%), отсутствием вращающихся частей, простотой монтажа и эксплуатации, сравнительно невысокими капиталовложениями, широкой возможностью установки в любых точках электросети, отсутствием шума во время их работы, отсутствием необходимости в уходе и наблюдения за их работой и др.

2.2 Определение мощности батарей конденсаторов

В настоящем проекте производится расчет автоматического регулирования мощности конденсаторных установок на стороне низкого напряжения ТП6. Расчет выбора мощности батарей конденсаторов ведутся согласно "Указаний по проектированию компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных предприятий.

Из условия баланса реактивной мощности на шинах 0,4 кВ определим величину Q_{нбк 1} :

Q_{нбк 1} +Q ₁ =Q_{p 0,4} , кВар, отсюда

Q_{нбк 1} =Q_{p 0,4} -Q ₁ , кВар,

Q_{нбк 1} =5801-4064,7=1736 кВар,

где Q ₁ - мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ; Q_{p 0,4} - суммарная расчетная реактивная нагрузка. Дополнительная мощность Q_{нбк 2} для данной группы трансформаторов определяется по формуле:

Q_{нбк 2} =Q_{p 0,4} - Q_{нбк 1} - · N_TЭ - S_HT = 5801-1736-0,9×11×1000= - 5835 кВар;

где =0,90 - расчетный коэффициент;

= f (K ₁ ,K ₂ , сx. питания ТП).

K ₁ =14; K ₂ =2 - для трансформаторов мощностью S_HT =1000 кВА.

Так как Q _{нбк 2} <0, тo принимаю Q_{нбк 2} =0, отсюда следует, что

Q_нбк =Q_{нбк 1} +Q_{нбк 2} =1736+0=1736 кВар.

Определим мощность одной батареи конденсаторов, приходящуюся

на каждый трансформатор:

Выбираем конденсатор УКБН-0,38-200-50 УЗ.

Распределим Q_нбк по ТП пропорционально их мощностям.

Для ТП1,2

Q_рТП1,2 =2167,2 кВар Q_рнбк =х,

тогда ,

то фактическая реактивная мощность

Q_{фТП 1,2} = (4×150) + (4×20) =680 кВар,

а не скомпенсированная мощность равна

Q_неск = Q_{рТП 1,2} - Q_{фТП 1,2} =2167,2-680=1487,2 кВар.

Для ТП3,4

Q_{рТП 3,4} =2197,2 кВар Q_рнбк =х ,

тогда ,

то фактическая реактивная мощность равна

Q_{фТП 3,4} = (4×150) + (4×20) =680 кВар,

а не скомпенсированная мощность равна

Q_неск = Q_{рТП 3,4} - Q_{фТП 3,4} =2197,2-680=1517,2 кВар.

Для ТП5,6

Q_{рТП 5,6} =1474,4 кВар Q_рнбк =х,

тогда ,

то фактическая реактивная мощность равна

Q_{фТП 5,6} = (4×150) =450 кВар,

а не скомпенсированная мощность равна

Q_неск = Q_{рТП 5,6} - Q_{фТП 5,6} =1474,4-450=474,4 кВар.

Уточненное распределение Q_нбк по ТП сведем в таблицу 2.1

Таблица 2.1

2.3 Размещение конденсаторов и автоматизации их работы

После выбора мощности компенсирующих устройств необходимо рассмотреть вопрос о размещении их в пределах цехов. Расчет ведем для ТП № 6, питающая цеха № 12,14, и для ГПП.

Потери активной мощности в конденсаторах определяются по формуле

DP =tg 8Q , кВт(2.2)

где Q - мощность конденсаторной установки, кВар;

tg d - удельные потери, для конденсаторов.

Рассчитаем потери активной мощности в низковольтной батарее конденсаторов

DРнбк =0,004×5400=1,8 кВт.

Зная, что график нагрузок неравномерный при двухсменной работе завода необходимо установить на стороне 0,4 кВ конденсаторные установки со ступенчатым автоматическим регулированием их мощности.

Количество ступеней регулирования следует выбирать не более трех-пяти с одинаковой или различной мощностью, а мощность ступеней должна соответствовать изменению по графику. Также необходимо определить последовательность коммутационных операций, которая может быть выполнена по одному из следующих исполнений:

1) Применение одинаковых по мощности конденсаторных установок, например: 100: 100: 100 кВар и т.д.;

2) По мощности, отличающейся в арифметической прогрессии, например 100: 200: 300: 400 кВар и т.д.;

3) По мощности, отличающейся в геометрической прогрессии, Например 100: 200: 400: 800 кВар и т.д.;

4) Смешанные комбинации из различных мощностей.

В первом исполнении - это простая схема автоматики, так как включение и отключение конденсаторной установки происходит последовательно. Но при определенной мощности регулирования количество выключателей равно количеству одинаковых конденсаторных установок и соответственно числу ступеней. Во втором и третьем исполнениях количество выключателей и конденсаторных установок меньше, а число ступеней Iнамного больше.

Наиболее экономична и целесообразна схема регулирования при применении мощности конденсаторных установок, отличающихся по геометрической прогрессии. В этом случае при меньшем количестве выключателей Iчисло ступеней регулирования увеличивается.

3. Расчет для низковольтной батареи конденсаторов

Так как мощность низковольтной батареи конденсаторов равна 200 кВар, количество ступеней две. Последовательность коммутационных операций - применение одинаковых по мощности конденсаторных установок 100: 100 кВар. Составим схему последовательности коммутационных операций при автоматическом регулировании рисунок 3.1, соответственно графику нагрузки отделения механического цеха рисунок 3.2, нанесем на нем линию Q_нбк и результирующую реактивную мощность на шинах 0,4 кВ которую найдем по формуле (3.4)

Q_рез = Q_{х -} Q_{нбк .} (3.3)

Отклонение напряжения от номинальных значений происходят из-за суточных, сезонных и технологических изменений электрической нагрузки потребителей, изменения мощности источников реактивной энергии, регулирования напряжения на генераторах электростанций и в узлах сети, изменения схемы и параметров электрических сетей.

Поэтому при включении конденсаторов в сеть нужно учесть регулирующий эффект. Включение одной ступени конденсаторной установки дает "добавку" напряжения равной, в %:

DU_нбк = QХ_с /0,4U ^2, (3.4)

где Q - реактивная мощность секции конденсаторной установки, кВар;

U - линейное напряжение сети, кВ;

Х_с - реактивное сопротивление элементов сети, ближайших к установке, Ом.

Потери напряжения, в процентах, на отдельных участках цепи:

DU_л = (PR +QХ ) /0,4U ^2, (3.5)

где Р и Q - активная и реактивная мощность, кВт и кВар;

R и Х - активное и реактивное сопротивление участка, Ом;

U - номинальное напряжение участка цепи.

Значения X, R, P, Q рассчитаны выше в разделе 1.

Отклонение напряжения в точке Х сети в момент времени t после подключения НБК определяем по формуле

DU_х = DU_нбк -DU_л . (3.6)

Решение занесем в таблицу 3.2

Составим график DU рисунок 3.3

Автоматическое регулирование производится по времени суток с коррекцией по напряжению. Принципиальная схема показана на рисунке 2.4

В данной схеме используются электровторичные сигнальные часы типа ЭВЧС и реле минимального напряжения. Эта схема предусматривает сочетание схем автоматического регулирования по времени суток и напряжению и работает следующим образом. Если после включения ЭВЧС конденсаторной установки в заданное время суток окажется, что напряжение будет повышенное, то реле напряжения 1Н отключит конденсаторную установку.

Если по заданному времени суток ЭВЧС отключит конденсаторную установку, а напряжение в сети очень низкое, то реле 1Н снова включит ее. Если до отключения по заданному времени суток напряжение в сети почему-либо повысится, то реле 1Н отключит конденсаторную установку. Таким образом, ЭВЧС включает или отключает конденсаторную установку по программе, заданной по времени суток, а реле напряжения 1Н вводит коррективы в зависимости от величины напряжения в данный промежуток времени.

Из выражений (3.3-3.6) очевидно, что отклонение напряжения зависит от реактивной мощности, оттуда следует и от наличия компенсирующего устройства, это также можно отследить на графике AV.

Очевидно, что практически все средства повышения качества электроэнергии в том числе и батареи конденсаторов содержат реактивные элементы емкостного характера, а следовательно, влияют не только на баланс реактивной мощности в сети, в чем мы убедились в выше изложенных расчетах, по и на значения показателей качества электроэнергии.

Таблица 3.2 - Расчет автоматизации работы НБК по ступеням

Рисунок 3.1 - Ступени регулирования для НБК

Рисунок 3.2 График нагрузок для НБК

График отклонения напряжения для НБК

4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Анализ условий труда в механическом цехе

Типичные схемы производства огнеупоров включают предварительную подготовку исходных материалов (огнеупорных глин, каолинов, магнезита, кварцита и др.), их обжиг (кроме кварцитов) для получения спекшегося полуфабриката, его измельчение, добавление связующего компонента (глины в шамотных огнеупорах, известкового молока в динасовых и т.д.), смешивание, формование (на прессах или иными способами) изделий массой обычно 3-25 кг, обжиг при 1300-1750 °С в туннельных и других печах. Изготовляют безобжиговые огнеупорные изделия, в том числе крупноблочные, а также плавленые огнеупоры. В производстве неформованных огнеупоров процесс заканчивается измельчением и смешением компонентов.

Огнеупоры применяют при сооружении тепловых агрегатов, печей для получения и плавки металлов, нагрева полуфабрикатов в металлургических и машиностроительных производствах, получения кокса, обжига цемента, установок высокотемпературных химических процессов, энергетических и других установок. Основное назначение огнеупоров - защита неогнеупорных элементов конструкции, а также внешней среды от воздействия высоких температур, расплавов, горячих газов и т.п. Большую часть огнеупоров (около 60%) потребляет чёрная и цветная металлургия.

При производстве огнеупоров существуют технологические установки, являющиеся шумовыми загрязнителями окружающей среды. К таким установкам можно отнести:

а) цех вращающихся печей;

б) цех подготовки глины;

в) цех помола шамота;

г) механический цех, компрессорная.

В механическом цехе при работе технологического оборудования наблюдаются выделения металлической стружки, пыли, то есть возникает опасность поражения электрическим током.

Рассмотрим некоторые вредные факторы, возникающие при работе в цехе.

На промышленных предприятиях при выполнении разнообразных технологических процессов происходит поступление в воздух рабочих помещений, вредные вещества, а также все возможные шумы. В одних случаях источником их является само технологическое оборудование, в других - вредные выделения образуются при выполнении технологических процессов.

Шум в окружающей человека среде создается многочисленными и разнообразными источниками, к главным из которых можно отнести техническое оборудование промышленных предприятий, вентиляционные, компрессорные установки. Шум, создаваемый промышленными предприятиями, технологическими установками не должен превышать предельно допустимых спектров.

При разработке проектов новых промышленных предприятий производится расчет ожидаемых шумовых полей в местах длительного пребывания людей (акустический расчет).

Таблица 4.1 - Данные по электрическим нагрузкам механического цеха

Причинами шума служат механические станки: токарные станки и автоматы, шлифовальные и сверлильные станки, пресса, прокатные станы.

В механическом цехе при работе технологического оборудования наблюдаются выделения металлической стружки, то есть возникают опасность поражения электрическим током.

Основной мерой защиты от поражения электрическим током в сетях напряжением до 1000 В является зануление.

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.

Также необходимо рассмотреть задачу по обеспечениюпожаробезопасности рабочего процесса.

Пожарная профилактика на предприятии имеет большое значение, т.к возникновение пожара повлечет за собой потерю больших материальных ценностей. Рассматривая административный корпус отметим, что его особенностью является небольшая площадь помещений. Как известно, пожар может возникнуть при взаимодействии горючих веществ, окислении и источников зажигания. Горючими компонентами на предприятиях являются: строительные материалы акустической и эстетической отделки помещений, перегородки, двери, полы, перфокарты и перфоленты, изоляция силовых, сигнальных кабелей, обмотки радиотехнических деталей и т.д. Особенностью корпусов завода является очень высокая плотность расположения элементов электротехники. При прохождении электрического тока по проводам и деталям выделяется тепло, что в условиях их высокой плотности может привести к перегреву, а, следовательно, и к возгоранию.

При проектировании новых или реконструкции старых зданий необходимо соблюдать мероприятия пожарной профилактики, руководствуясь при этом СН 512-78 "Инструкции по проектированию административных зданий и помещений" и СНиП 11-2-80 "Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений", в которых изложены основные требования к огнеопасности зданий и сооружений, противопожарным преградам, эвакуации людей из зданий и помещений.

Согласно СНиП 11-90-81 "Производственные здания промышленных предприятий" все производства подразделяются на 6 категорий. Для большинства технологических процессов в помещениях установлена категория пожарной опасности 13 (в производстве обращаются твердые сгораемые вещества и материалы), и относятся к "Д" категории. В зданиях 1 и 2 степеней огнеопасности при категории пожарной безопасности производства в СНиП 11-90-81 установлены обязательные размеры эвакуационных путей и выходов из помещений, размеры коридоров и выходов из коридора наружу или на лестничную площадку.

К первичным средствам тушения пожаров, предназначенным для локализации небольших загораний, относятся пожарные стволы, внутренние пожарные водопроводы, огнетушители, сухой песок, асбестовые одеяла и т.п.

Для того чтобы быстро локализовать и ликвидировать пожар на предприятии, сохранить при этом по возможности больше дорогостоящего оборудования целесообразнее воспользоваться порошковой системой пожаротушения.

4.2 Акустический расчет механического цеха

Цех имеет большое количество электроприемников, но для расчета принимаем два вида источников шума, остальными источниками можно пренебречь, так как их уровень звукового давления ниже на 10 дБ более шумных.

На рисунке 4.1 показан план цеха с нанесением на него электроприемников, имеющих высокий уровень звукового давления.

Рисунок 4.1 - План механического цеха

Где точка А является расчетной точкой, которая находится в середине помещения между станками на высоте 1,5 м от пола; r ₁ - r ₁₀ - расстояние от акустических центров до расчетной точки.

4.2.1 Определение допустимых уровней звукового давления L_доп для расчетных точек

В производственном помещении объемом 14400 м³ размещено 10 источников шума двух типов: 6 - источников одного типа (пресса), обозначаемых ИШ_I (L_{р 1} ) и 4 - другого (вертикально-сверлильные станки), обозначаемых ИШ_II (L_{р 2} ). Уровни звуковой мощности, излучаемой каждым источником приведены в таблице 4.2 Расстояние от акустических центров до расчетной точки: r ₁ =10 м; r ₂ =17,5 м; r ₃ =23 м; r ₄ =9,5 м; r ₅ =11,2 м; r ₆ =13 м; r ₇ =16 м; r ₈ =17,8 м; r ₉ =18 м; r ₁₀ =20 м.

Таблица 4.2 - Уровни звуковой мощности источников шума.

Октавные уровни звукового давления L, дБ в расчетных точках помещений, в которых несколько источников шума, следует определять в зоне прямого и отраженного звука по формуле:

(4.1)

где Di =10 ^{0,1 L} рi

L_рi - октавный уровень звуковой мощности, создаваемый i-тым источником шума;

m - количество источников шума, ближайших к расчетной точке (т.е. источников, для которых r_i <5 r_min - расстояние от расчетной точки до акустического центра источника);

n - общее количество источников шума в помещении.

Минимальное расстояние от расчетной точки до акустического центра и ближайшего к ней источника r_min =9,5 м, 5r_min =47,5 м. Общее количество источников шума остается таким же, т.е.10 электроприемников. Наибольший габаритный размер рассматриваемых источников l_max =2,3 м. Следовательно, для всех источников выполняется условие 2 l_max < r_min , поэтому можно принять S_i =2p r ² . Величина r_i /l_max =2, поэтому к_i =1. По формуле определяем суммарные уровни звукового давления L_общ в расчетной точке от всех источников шума.

Постоянная помещения определяется по формуле:

B = B ₁₀₀₀ ´m ,(4.2)

где B ₁₀₀₀ - постоянная помещения на среднегеометрической частоте 1000 Гц, определяемая по таблице в зависимости от объема и типа помещения.

Для данного цеха объемом V =14400 м³ и небольшим количеством людей.

B ₁₀₀₀ = V /20 = 14400/20 = 720 м³ . (4.3)

m - частотный множителей, зависящий от объема помещения. Для данного цеха значения m приведены в таблице 4.3

Таблица 4.3 - Значение частотного множителя m

Затем по формуле определяется требуемое снижение шума:

DL_тр =L_общ -L_доп , (4.4)

где L_общ - октавный уровень звукового давления в расчетной точке от всех источников;

L_доп - допустимый уровень звукового давления для рабочего места, для данного цеха этот уровень приведен в таблице 4.4

Таблица 4.4 - Допустимые уровни звукового давления

Результаты расчетов по отделению механического цеха сведем в таблицу 4.5

Таблица 4.5 - Расчет шума по отделению механического цеха