Электроснабжение завода ферросплавов

Федеральное агентство по образованию Архангельский государственный технический университет Заочный факультет 6 курс Кафедра электроснабжения промышленных предприятий ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ Электроснабжение завода ферросплавов Архангельск

РЕФЕРАТ КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА, ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРЕССОВОГО ЦЕХА, ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ЗАВОДА ФЕРРОСПЛАВОВ, ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ, ВЫБОР АППАРАТОВ, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ.

В проекте рассматривается вариант электроснабжения прессового цеха, вариант электроснабжения завода ферросплавов.

Произведен расчет компенсации реактивной мощности с учётом нагрузок с резкопеременным графиком работы, расчёт токов короткого замыкания на шинах распределительных устройств. На основе проведенного расчета токов к.з. выбрано оборудование. Рассчитана релейная защита силового трансформатора и синхронного электродвигателя насосной станции. Рассмотрены вопросы охраны окружающей среды и техники безопасности.

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ

1. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

1.1 Применение ферросплавов и способы их производства

1.2 Ферросплавная печь

1.3 Оборудование электропечных установок

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКОГО ЦЕХА

2.1 Выбор месторасположения подстанции

2.2 Определение расчетных электрических нагрузок цеха

2.3 Выбор трансформатора

2.4 Выбор марки, сечения и способа прокладки кабелей (проводов)

2.5 Выбор распределительных шкафов

2.6 Выбор аппаратуры защиты цеховой сети

2.7 Выбор троллейных линий

2.8 Расчёт токов короткого замыкания

2.9 Компенсация реактивной мощности

3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЗАВОДА ФЕРРОСПЛАВОВ

3.1 Определение расчётных нагрузок предприятия

3.2 Выбор трансформаторов ГПП

3.3 Выбор месторасположения ГПП

3.4 Построение картограммы нагрузок

3.5 Выбор номинального напряжения ЛЭП, их числа, сечения, марки проводов

3.6 Выбор схемы внешнего электроснабжения завода ферросплавов

3.7 Определение числа и мощности цеховых трансформаторов и компенсирующих устройств

3.8 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

3.9 Выбор сечения и способа прокладки кабельных линий 10 (6) кВ

3.10 Выбор токопровода

3.11 Компенсация реактивной мощности

3.12 Выбор и проверка коммутационных аппаратов и аппаратов защиты

3.13 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

3.14 Выбор трансформаторов тока

3.15 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

4. РАСЧЁТ ТОКОВ КЗ В СЕТИ ВЫШЕ 1 кВ

4.1 Расчёт токов КЗ в сети выше 1 кВ ГПП-I

4.2 Расчёт токов КЗ выше 1 кВ ГПП-II

5. РАСЧЁТ И ВЫБОР УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

5.1 Выбор источника оперативного тока и комплектного устройства защиты

5.2 Расчёт токов короткого замыкания

5.3 Защита электродвигателя

5.4 Защита трансформатора ТП-5

6. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

6.1 Охрана окружающей среды при производстве ферросплавов

6.2 Техника безопасности

6.3 Техника безопасности при монтаже обслуживании электродвигателей

6.4 Техника безопасности при установке силовых трансформаторов

7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

1.1 Применение ферросплавов и способы их производства Ферросплавы — это сплавы железа с кремнием, марганцем, хромом, вольфрамом и другими элементами, применяемыми в производстве стали для улучшения её свойств и легирования. Вводить в сталь нужный элемент не в виде чистого металла, а в виде его сплава с железом удобнее вследствие более низкой температуры его плавления и выгоднее, так как стоимость ведущего элемента в сплаве с железом ниже по сравнению со стоимостью технически чистого металла.

Исходным сырьем для получения ферросплавов служат руды или концентраты. Для производства основных сплавов — ферросилиция, ферромарганца и феррохрома — пользуются рудами, так как в них высоко содержание окислов элемента, подлежащего восстановлению. При производстве ферровольфрама, ферромолибдена, феррованадия, ферротитана и других сплавов руду вследствие малой концентрации в ней полезного элемента обогащают, получая концентрат с достаточно высоким содержанием окислов основного элемента.

Ферросплавы получают восстановлением окислов соответствующих металлов. Для получения любого сплава необходимо выбрать подходящий восстановитель и создать условия, обеспечивающие высокое извлечение ценного (ведущего) элемента из перерабатываемого сырья.

Реакции восстановления характеризуются прочностью окислов при высоких температурах. С повышением температуры прочность всех окислов убывает и только прочность окиси углерода растет. Восстановительные процессы облегчаются, если они проходят в присутствии железа или его окислов. Растворяя восстановленный элемент или образуя с ним химическое соединение, железо уменьшает его активность, выводя его из зоны реакции, препятствуя обратной реакции — окислению. В ряде случаев температура плавления сплава с железом ниже температуры плавления восстанавливаемого элемента, следовательно, реакция может протекать при более низкой температуре.

В зависимости от вида применяемого восстановителя различают три основных способа получения ферросплавов: углевосстановительный, силикотермический, и алюминотермический. Наиболее дешевым является углерод, поэтому его используют при производстве углеродистых ферромарганца и феррохрома, а также всех сплавов с кремнием (кремний препятствует переходу углерода в сплав). Реакции восстановления металлов из их окислов углеродом эндотермичные, поэтому углевосстановительный процесс требует подвода тепла. Полнота извлечения ведущего элемента зависит от температуры и давления, при которых ведут процесс, от состава шлака и сплава.

Силикотермическим и алюминотермическим способами получают ферросплавы с пониженным или очень низким содержанием углерода: среднеуглеродистые и малоуглеродистые ферромарганец и феррохром, безуглеродистый феррохром, металлические хром и марганец, ферросплавы и лигатуры с титаном, ванадием, вольфрамом, молибденом, цирконием, бором и другими металлами. Когда выделяющегося при экзотермических реакциях тепла достаточно для получения металла и шлака в жидком виде, плавку проводят в обособленных очагах — футерованных шахтах. При нехватке тепла плавку проводят в дуговых печах сталеплавильного типа.

Ферросплавная печь Восстановительные ферросплавные печи работают непрерывно. В работающей печи электроды погружены в твёрдую шихту, которую пополняют по мере её проплавления; сплав и шлак выпускают периодически. Печи этого типа оснащены мощными трансформаторами: 7500−65 000 кВА. Печи трехфазные, стационарные или вращающиеся обычно изготовляются открытыми, а новые печи закрытыми сводами.

В рудовосстановительной печи (РВП) выделение тепла осуществляется двумя способами — за счет горения электрических дуг и за счет протекания тока через загрузку. В различных процессах соотношение мощности, выделяемой этими двумя способами нагрева, существенно различно. РВП нашли широкое применение для восстановительных процессов выплавки ферросплавов и чугуна, получения никелевого штейна, карбида кальция, фосфора и электрокорунда. На рис. 1.1 показан поперечный разрез плавильного отделения с открытой ферросплавной печью. Печь 1 со сливным желобом 2 расположена на соответствующем фундаменте. Электрический ток от трансформатора 14 подается по шинам короткой сети 8 к токоведущим щеткам 7, а от них к электродам 6. На уровне рабочей площадки 4 находятся загрузочные лотки 5, соединенные трубопроводом с расположенными выше печными бункерами 9. Для перепуска наращиваемых самоспекающихся электродов используются тормозные устройства 10, соединенные с несущими цилиндрами. Несущие цилиндры вместе с электродами и токопроводящими щетками перемещаются при помощи лебедок 11. Под рабочей площадкой находится аппарат 3 для прожигания леток.

Рисунок 1.1 Поперечный разрез печи

Материалы необходимые для выплавки ферросплавов, подготавливают на шихтовом дворе и доставляют в бункера 12, в которых раздельно хранят примерно суточный запас каждого материала. Из бункеров при помощи питателей шихтовые материалы подают в дозировочную тележку 13, оборудованную пружинными весами. Подвешенная к тельферу дозировочная тележка движется по монорельсу, подъезжая поочередно к бункерам с разными материалами, и забирает определенное количество каждого материала. После набора всех составляющих шихты тележка движется по круговому монорельсу и через раскрывающееся днище высыпает шихту в один из печных бункеров 9. При выплавке ферросилиция шихта из печных бункеров по лотку 5 поступает в загрузочную машину, которая забрасывает ее к электродам. При выплавке феррохрома не предъявляют жестких требований к распределению шихты на колошнике, поэтому шихта по лоткам 5 поступает непосредственно в печь.

Кожух печи цилиндрической или прямоугольной формы выполняют из листового железа толщиной 15−30 мм и усиливают ребрами жесткости.

Материалы, применяемые для футеровки печи, выбирают в зависимости от выплавляемого сплава. Так для выплавки кремнистых сплавов и углеродистого ферромарганца рабочее пространство выкладывают из угольных блоков, для выплавки углеродистого феррохрома — из магнезитового кирпича. Верх стен выкладывают шамотным кирпичом.

Общая толщина футеровки подины достигает 1,8 м (1,2 м — угольные блоки и 0,6 м — теплоизоляция). При такой толщине подины обеспечивается большая тепловая инерция, и облегчаются условия сохранения устойчивой температуры в плавильной зоне печи при кратковременных простоях.

В большинстве ферросплавных печей рабочим слоем футеровки служит так называемый гарниссаж, т. е., настыль, образованная из проплавляемой руды, шлака и сплава.

Для подвода тока к электроду и удержания электрода на заданной высоте применяют электрододержатель. Он состоит из кольца, контактных щек и нажимного устройства. Кольцо состоит из двух полуколец, соединенных стальными шарнирными болтами через бронзовые втулки и шайбы; вследствие этого разрывается магнитный контур, образуемый током, проходящим по электроду.

Один из наиболее простых вариантов полукольца показан на рис. 1.2. оно представляет собой массивную полую охлаждаемую отливку 1 с приливами, в которых помещен пружинный зажим. Контактная щека 2 прижимается к электроду 3 нажимным стаканом 4 силой мощных пружин.

Рисунок 1.2 Полукольцо электрододержателя с пружинным зажимом Пружины и стакан перемещаются в сварной рубашке 6. регулировочным болтом 7 создается необходимое сжатие пружин. Пружины кольца воспринимают 2/3 веса электрода, остальную нагрузку несут ленты устройств для перепускания электрода.

В последнее время стали применять гидравлические устройства для зажима электрода, позволяющие осуществлять дистанционное управление нажатием на контактные щеки.

По мере сгорания электрода его необходимо перепускать, т. е., подняв несущий цилиндр, зажать электрод электрододержателем в новом месте. Электрод перепускают, не отключая тока, при помощи тормозного устройства, находящегося у каждого электрода.

Перепускание электродов осуществляют обычно один раз в сутки на расстояние около 200 мм.

Внедряемые за последние годы печи с целью утилизации газов богатых СО, и улучшения санитарных условий закрыты сводом и оборудованы системой для очистки газов. Кроме того, для более равномерного проплавления шихты и разрушения, образующихся спеков они оборудованы механизмом вращения ванны, показанным на рис. 1.3.

Рисунок 1.3 Закрытая ферросплавная печь с водоохлаждаемым сводом и вращающейся ванной Нагрузка от печи через железобетонную плиту 5 передается на 30 ходовых колес 3 механизма вращения. Ходовые колеса опираются на кольцевой рельс 6, заложенный в фундамент. Центрирование железобетонной плиты осуществляется с помощью пяты 4 для вращения печи используют двигатель постоянного тока. К железобетонной плите прикреплен зубчатый венец 2, с которым находятся в зацеплении конические шестерни двух редукторов. Передаточное число редукторов обеспечивает вращение ванны с частотой в один оборот за 33 ч. Схема управления электродвигателем позволяет плавно уменьшить скорость до одного оборота за 132 ч. Вращение реверсивное в пределах сектора, соответствующего повороту на 1300.

Свод 1 состоит из шести секций, показанных на рис. 1.4. каждая секция выполнена из двух листов немагнитной стали в виде коробки; в полости циркулирует вода. Нижняя рабочая поверхность покрыта слоем жаропрочного бетона. В своде предусмотрены отверстия для загрузочных воронок, предохранительных клапанов и газоотводов.

Мощные ферросплавные электропечи для рудовосстановительных процессов представляют собой непрерывно действующие агрегаты работающие при большой силе тока (40−90 кА), но при низких плотностях его (4−6 А/см2). Требуемые большого диаметра (900−1500 мм) электроды, оказалось, практически удобно изготовлять в печи в процессе работы.

Непрерывный электрод состоит из цилиндрического тонкостенного железного кожуха, заполняемого электродной массой. Массу готовят из термоантрацита, литейного кокса, каменноугольной смолы и пека. Внутри кожуха находятся ребра. Кожух служащий прессформой для электродной массы, предохраняет электрод от окисления воздухом, облегчает прохождение тока от электрододержателя к обожженной части электрода.

Электродную массу забрасывают в кожух в холодном состоянии. Под действием тепла печи масса размягчается и плотно заполняет кожух. В процессе работы печи по мере сгорания электродов необожженная его часть постепенно опускается, приближаясь ко все более нагретым зонам печи; масса постепенно теряет летучие. Под контактные щеки масса поступает еще пластичной, при дальнейшем нагреве на участке щек электродная масса спекается (коксуется); сопротивление электрода снижается. Из-под контактных щек электрод выходит с нормальными свойствами угольного электрода. По мере сгорания электрод опускается, а сверху с дозировочной площадки к железному кожуху приваривают, не выключая тока, новую секцию, которую наполняют электродной массой. Самоспекающиеся электроды приблизительно в 3 раза дешевле угольных.

Токопровод от трансформатора к электродам («короткая сеть») — очень важная часть конструкции ферросплавной печи. При больших силах тока и неудачной конструкции короткой сети потери энергии в ней могут достичь значительной величины, что отрицательно скажется на к.п.д. и величине cos установки.

Рисунок 1.4 Металлический водоохлаждаемый свод

1 — секция свода; 2 — противовзрывные люки; 3 — электроды; 4 — отверстия для загрузки шихты; 5 — распорные трубки (условно показаны на одной секции свода); 6 — газоотводная труба; 7 — уплотнение электрода Для повышения этих показателей суммарное значение активных и реактивных сопротивлений короткой сети должно быть минимальным. Для этого необходимо, чтобы длина короткой сети была минимальной; прокладку токоведущих шин или труб следует выполнять бифилярно, т. е. чтобы шины, обтекаемые токами различных направлений, были расположены, возможно, ближе друг к другу.

Непрерывность процесса производства ферросплавов потребовала создания автоматической системы регулирования, без контактов и вращающихся частей. В настоящее время внедряют бесконтактные регуляторы на магнитных усилителях в сочетании с гидравлическим приводом перемещения электродов.

В табл. 1.1 приведены основные технические данные рудовос-становительных печей применённых на проектируемом заводе. Рудовос-становительные и рудоплавильные процессы характеризуются весьма высоким удельным расходом электроэнергии. При производстве ферросплавов удельный расход электроэнергии обычно составляет 3000−9000 кВт*ч/т.

РВП с электромеханическими приводами механизмов перемещения электродов, предназначены для технологических процессов с полным проплавлением шихты в дуговом режиме (например, РКО-3,5), комплектуются регуляторами мощности типа РМД.

РВП с электромеханическими приводами механизмов перемещения электродов, предназначенные для рудовосстановительных процессов со спокойным режимом, комплектуются релейно-контакторными регуляторами мощности типа ПДВ.

Печи с гидравлическими механизмами перемещения электродов работают с электрогидравлическими регуляторами мощности типа АРДГ-3 (трехэлектродные печи) или АРДГ-6 (шестиэлектродные печи).

Эксплуатационные значения КПД для РВП достигают 0,9−0,95. коэффициент мощности печей обычно находится в пределах 0,75−0,95.

Таблица 1.1

Примечание: Цифры (после букв) означают номинальную мощность печи, МВ*А, буквы означают: Р — рудно-термическая; К — круглая ванна, П — прямоугольная; О — открытая печь, З — закрытая.

Оборудование электропечных установок Для дуговых печей могут быть использованы обычные высоковольтные выключатели — масляные, воздушные и вакуумные. При выборе типа выключателя необходимо учитывать, что он может иметь десятки срабатываний в течение суток, а также то, что эти операции могут иметь место в наиболее тяжелом режиме короткого замыкания. Из масляных выключателей для печных установок обычно применяют баковые выключатели типов ВМБ-10, ВМД-35, которые при соблюдении некоторых условий (частая ревизия контактных элементов, смена масла раз в один-два месяца) допускают их использование в печных установках. Малообъемные выключатели типа ВМГ непригодны для частых оперативных включений и выключений. Для электропечных установок с питающим напряжением 35 кВ изготовляют воздушные выключатели типа ВВ-35п на 600 и 1000 А, которые имеют усиленные контакты и улучшенные устройства для гашения дуги. Применяют и обычные воздушные выключатели 35 кВ типа ВВН-35, которые также допускают большое число включений. Для приема и распределения электроэнергии трехфазного тока номинальным напряжением 35 кВ в установках металлургических предприятий разработаны КРУ, оборудованные вакуумными выключателями выкатного типа. Применение этих КРУ резко сокращает габариты распределительных устройств (по сравнению с РУ, оборудованными воздушными выключателями), повышает их монтажную готовность, надежность работы и удобство эксплуатации.

Печные трансформаторы обладают повышенной надежностью, большими по сравнению с обычными трансформаторами габаритами и несколькими ступенями вторичного напряжения. Для питания дуговых печей изготовляют трансформаторные агрегаты с печными трансформаторами мощностью до 40МВ*А с естественным масляным охлаждением и масляно-водяным охлаждением, с принудительной циркуляцией масла. Печные трансформаторы питаются от сети напряжением 6, 10 или 35 кВ (в зависимости от мощности трансформатора). Мощность трансформаторного агрегата для дуговых печей определяют по максимальной мощности на первой ступени трансформации стороны низшего напряжения, которая примерно на 35% ниже номинальной мощности трансформатора. Трансформаторные агрегаты мощностью до 9 МВ*А на вторичной стороне состоят из самого трансформатора и токоограничивающего реактора. Трансформатор и реактор имеют переключающие устройства, которые дают возможность получать на вторичной стороне низшего напряжения от четырех до восьми ступеней. Переключение ступеней напряжения производят при отключенном агрегате. Трансформаторные агрегаты мощностью на вторичной стороне 15 и 25 МВ*А состоят из регулировочного автотрансформатора с ответвлениями для переключения ступеней напряжения и включенного последовательно с ним понижающего трансформатора. Переключение ступеней напряжения может производиться под нагрузкой.

Рисунок 1.5 Короткая сеть дуговых печей Питание электрических дуговых печей от печных трансформаторов производится по вторичному токопроводу или по так называемой «короткой сети», которая характеризуется малой протяженностью и большими токовыми нагрузками, доходящими до нескольких сот и даже тысяч ампер. Короткой сетью электрических печей называется система (рис. 1.5), в которую входят выводы печного трансформатора 1, гибкие температурные компенсаторы 2, присоединенные к выводам трансформатора, шинный пакет 3, трансформаторы тока 4, участок расшихтовки шин 5, неподвижный 6 и подвижный 8 башмаки, гибкая кабельная гирлянда 7, трубчатый токопровод от гирлянды к электрододержателю 9, рукав электрододержателя 10, пакет гибких шин 11, присоединяемый к щекам электрододержателя 12, и сам электрод 13.

Несмотря на то что «короткая сеть» имеет протяженность всего несколько метров, она оказывает большое влияние на величину полного сопротивления печи Z и его составляющих — активного сопротивления R и реактивного (индуктивного) сопротивления X, от которых в значительной мере зависят КПД и cos печи.

Для устойчивого горения дуги переменного тока короткая сеть печи обязательно должна иметь некоторое индуктивное сопротивление. В печах объемом от 20 т и выше индуктивное сопротивление обычно бывает достаточным; в печах до 10 т для получения необходимой величины индуктивного сопротивления в сеть дополнительно включается дроссель (реактор). Основным способом регулирования мощности дуговой печи является регулирование положения электродов относительно загрузки в печах прямого действия или относительно друг друга в печах косвенного действия. Автоматическое регулирование перемещения электродов осуществляется регулятором, реагирующим на изменение электрического режима печи и воздействующим на привод перемещения электрода. Автоматический регулятор имеет измерительный орган, контролирующий принятый для регулирования параметр, и командный орган, воздействующий на механизм перемещения электрода.

Рисунок 1.6 Регуляторы мощности дуговых печей, а — с электромашинным усилителем; б — релейноконтактный На рис. 1.6, а показана схема регулятора с электромашинным усилителем. Напряжение и ток печи воздействуют через выпрямители токовой цепи ВТ и цепи напряжения ВН на обмотку управления ОУ электромашинного усилителя ЭМУ с компенсационной обмоткой КО. Якорь усилителя вращается асинхронным электродвигателем АД с постоянной скоростью. К выходу электромашинного усилителя подключен электродвигатель постоянного тока Д, приводящий в движение механизм перемещения электрода Э через систему передач исполнительного механизма ИМ.

Напряжение с выхода электромашинного усилителя подается через стабилизирующий трансформатор СТ в обмотку обратной связи ОС. Режим работы печи задается установкой тока дуги при помощи автотрансформатора АТ. В заданном режиме работы печи при определенном соотношении между величинами тока и напряжения дуги, поток обмотки ОУ равен нулю, напряжение на выходе усилителя отсутствует, электродвигатель Д не обтекается током, электрод не подвижен. После подачи напряжения на печь при поднятых электродах на выпрямителе появляется максимальное напряжение, электромашинный усилитель возбуждается, и двигатель Д опускает электрод Э с максимальной скоростью. При соприкосновении электрода с шихтой напряжение на выпрямителе ВН этого электрода исчезает, и двигатель быстро тормозится. При соприкосновении с шихтой другого электрода к обмотке ОУ усилителя регулятора первого электрода прикладывается максимальное напряжение ВТ как следствие тока короткого замыкания двух фаз. На якоре электромашинного усилителя ЭМУ появляется напряжение, и начинается разгон электродвигателя Д на подъем электрода. Затем ток выпрямителя ВТ уменьшается, а ток выпрямителя ВН увеличивается; поток обмотки ОУ уменьшается, и скорость двигателя снижается. При достижении током заданного значения поток обмотки ОУ станет равным нулю. Обмотка ОС, размагничивающая усилитель, ускоряет остановку электродвигателя гашением оставшегося напряжения на якоре усилителя. Используемые для регулирования мощности регуляторы с электромашинным усилителем имеют малые постоянные времени (быстродействие) и большие коэффициенты усиления.

Принцип действия релейно-контактного регулятора показан на рис. 1.6 б, основным элементом регулятора является балансное дифференциальное реле БР с токовой обмоткой Т, трансформатором АТ, и обмоткой напряжения Н с сопротивлением СН. Сердечники обеих обмоток связаны с коромыслом, при помощи которого могут замыкаться и размыкаться контакты КП и КО цепей управления пускорегулирующего устройства ПУ. При нормальном соотношении между величинами напряжения и тока дуги результирующий момент на коромысле равен нулю, контакты регулятора разомкнуты, двигатель не работает. При увеличении тока дуги против заданного значения намагничивающая сила токовой обмотки увеличивается, и ее сердечник замыкает контакты КП цепи включения электродвигателя на подъем электрода. При уменьшении тока преобладает намагничивающая сила обмотки напряжения, сердечник которого замыкает контакты КО цепи включения двигателя на опускания электрода. Регулятор имеет значительную зону нечувствительности за счет моментов трения подвижных элементов и зазоров между контактами балансного реле.

Проектирование электроснабжения механического цеха Выбор места расположения цеховой подстанции Исходные данные для расчёта электроснабжения механического цеха представлены в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Выбор схемы внутрицеховой сети начинаем с определения местонахождения комплектной трансформаторной подстанции. ТП и КТП в целях экономии металла и электроэнергии рекомендуется устанавливать в центре электрических нагрузок (ЦЭН), координаты которого X0, Y0 определяются из соотношений

(2.1)

где Рi — расчетная мощность i-го электроприёмника

Xi, Yi — координаты электроприемника

(2.2)

kci — коэффициент спроса для i-го электроприёмника, определяется по табл.2.2[4] .

Результаты расчетов сведены в табл. 2.2

Таким образом, ЦЭН для цеха X0=21,3 м, Y0=8,6 м.

Центр электрических нагрузок механического цеха расположен в точке с координатами (21.3;8.6) относительно угла А-1. Установка подстанции в этой точке невозможна из-за установленного в этом месте технологического оборудования, поэтому подстанцию выносим за пределы цеха в сторону расположения ГПП.

Таблица 2.2

Определение расчетных электрических нагрузок цеха Для определения расчетных нагрузок использован метод упорядоченных диаграмм. Для выполнения расчёта необходимо распределить электроприёмники на характерные группы и наметить для них узлы питания — силовые пункты.

СП-1: 1,2,3,10,12,13,21,22,23,24,25;

СП-2: 4,5,6,7,8,11,14,15;

СП-3: 9,16,17,18,19,20;

СП-4: 26,27,28,29,30,31,32,33,34.

Для прессового цеха применим радиальную схему (рис. 2.1).

Расчетная максимальная нагрузка группы электроприемников определяется по формуле:

(2.3)

где Км — групповой коэффициент максимума;

Ки — групповой коэффициент использования активной мощности;

(2.4)

ки — индивидуальный коэффициент использования;

рн — номинальная мощность электроприемников, кВт;

рн — суммарная номинальная мощность данной группы электроприемников, кВт;

Рсм — средняя нагрузка за наиболее загруженную смену, кВт.

Для определения Км необходимо найти эффективное число электроприемников nэ:

(2.5)

а) если фактическое число электроприемников n? 4, то nэ=n при соблюдении условия

(2.6)

где pH max, pH min — номинальные активные мощности наибольшего и наименьшего электроприемников в группе, кВт.

б) при m? 3 и kи? 0,2

(2.7)

Расчетная реактивная нагрузка Qp определяется по формуле:

(2.8)

где QCM — средняя реактивная нагрузка группы электроприемников, кВар;

tgсв — средневзвешенное значение тангенса угла сдвига фаз между током и напряжением;

(2.9)

КМ — коэффициент максимума реактивной нагрузки (табл.4).

Нагрузки электрического освещения учитываются по формулам:

(2.10)

где ро — нагрузка производственной площади, Вт/м2;

F — площадь цеха, м2;

tgo — коэффициент мощности (соответствующий coso = 0.96), tgo =0.33;

K/c.o — коэффициент спроса на осветительную нагрузку, K/c.o = 0,96.

Полная расчетная нагрузка цеха определяется по формуле:

;(2.11)

Расчетный ток электроприемников группы определяется по формуле:

;(2.12)

Результаты расчета сведены в табл.2.3

Выбор трансформатора Расчетная нагрузка механического цеха — 527 кВ. А Номинальная мощность трансформатора:

;(2.13)

где N — количество трансформаторов цеховой ТП, N=2 (II категория);

kЗАГР — коэффициент загрузки, kЗАГР = 0.7.

кВА.

Принял к установке двухтрансформаторную подстанцию типа: 2КТП-400С/6/0,4-УЗ. Подстанция двухтрансформаторная промышленного использования на номинальное напряжение на стороне ВН — 6 кВ; на стороне НН — 0,4 кВ; мощность каждого трансформатора 400 кВ. А; климатическое исполнение — У — умеренный климат; категория размещения — 3 — внутренней установки.

Проверка выбранных трансформаторов на перегрузочную способность:

Таблица2.3

Условие выполняется, следовательно, выбранный трансформатор может обеспечить питание цеховых потребителей на время ремонта второго трансформатора. Выбор марки, сечения и способа прокладки кабелей Сечение жил проводов и кабелей цеховой сети выбираем по:

— нагреву длительным расчетным током:

Ip? Ксн•Iдоп

— условию соответствия, выбранному защитному устройству Ксн•Iдоп? Кзащ•Iз ,

где Ip — расчетный ток линии;

Ксн — поправочный коэффициент;

Iдоп — длительно допустимый ток проводника;

Кзащ — коэффициент защиты, Кзащ=1;

Iз — ток срабатывания.

Распределительную сеть выполняем кабелем марки АВВГ. Результаты выбора кабелей и труб питающей сети механического цеха приведены в табл. 2.5, распределительной сети в табл. 2.4.

Таблица 2.4

Таблица 2.5

Выбор распределительных шкафов Для цехов с нормальными условиями окружающей среды использовал распределительные шкафы серии ПР8503. Шкафы комплектуются вводными выключателями ВА52−39, ВА52−37, ВА57−35, ВА57Ф35 с тепловыми и электромагнитными максимальными расцепителями тока.

В качестве выключателей распределения (фидерных) в шкафах применяются выключатели: ВА57−35 (ВА57Ф35); ВА57−31; АЕ2040;10Б; АЕ2044 (однополюсные).

Параметры выбранных шкафов сведены в табл. 2.6.

Таблица 2.6

Все выбранные шкафы имеют напольное исполнение, номинальный ток до 500 А, размеры 1200×750×200 (ВхШхГ).

Выбор аппаратуры защиты цеховой сети В качестве аппаратов защиты в механическом цехе выбраны автоматические выключатели. Выбор автоматических выключателей производится:

по напряжению установки Uуст.?Uн.

по роду тока и его значению Ip. ?Iн по коммутационной способности Iп. о?Iоткл, где Uуст — напряжение на установке, В;

Uн. — номинальное напряжение автомата, В;

Ip. — рабочий ток установки, А;

Iн. — номинальный ток автомата, А;

Iп.о — ток трехфазного короткого замыкания, кА.

Определение уставок автоматов производят, исходя из следующих условий.

Номинальный ток теплового расцепителя, защищающего от перегрузки, выбирается только по длительному расчетному току линии Iт? Iдл.

Номинальный ток электромагнитного или комбинированного расцепителя автоматических выключателей выбирается также по длительному расчетному току линии Iэл.? Iдл.

Ток срабатывания (отсечки) электромагнитного расцепителя или комбинированного расцепителя Iср.эл.? Iпик.k. Коэффициент k учитывает неточность в определении пикового тока и разброс характеристик электромагнитных расцепителей автоматов. При отсутствии заводских данных для автоматических выключателей с номинальным током до 100 А кратность k пикового тока относительно уставки следует принимать не менее 1,4, а для автоматических выключателей с номинальным током более 100 А — не менее 1,25 (автомат с электромагнитным расцепителем). Коэффициент k? 3, если автомат с обратно зависимой от тока характеристикой. Пиковый ток ответвления, идущего к одиночному двигателю, равен его пусковому току Iпик. = Iпуск. Пиковый ток линии, питающей группу токоприемников (более трех), определяется по формуле

(2.14)

где Ip — расчетный ток линии, А;

Iн.б, k/ - номинальный ток и кратность пускового тока двигателя, имеющего наибольший пусковой ток;

Iн — сумма номинальных токов всех электродвигателей группы.

Если автоматы установлены в закрытых шкафах, номинальный ток автомата, теплового или комбинированного расцепителя уменьшается до 85% номинальных значений указанных в каталогах. Выбор автоматических выключателей представлен в табл.2.7.

Таблица 2.7

Выбранные выключатели имеют ток отсечки, предельный ток отключения для АЕ2046;10Б Iпр. откл = 6−7 кА, для ВА57−35 Iпр.откл.=40 кА.

Расчет вводного выключателя для СП-1:

Iр = 243,81 А; Iн.б.=57,95 А; k/=5;

Iн=3*7,60+2*41,78+2*18,9+2*41,78+2*57,95=343,62 А.

По формуле (2.14) получил:

При выборе номинального тока электромагнитного расцепителя автоматического выключателя, встроенного в шкаф, следует учитывать тепловой поправочный коэффициент 0,85. Таким образом, Iном.эл.=243,81/0,85=286,83 А.

Выбрал: ВА 52- 37 Iном. выкл =400 А; Iном. расц = 320 А;

Допустимый ток к.з. = 40 кА По первому условию Iт=320 А? Iдл=243,81 А.

По второму условию Iср.эл.=10.Iном.расц.=10*320? Iпик. k=492*1,25 А. Выбор вводных автоматических выключателей для остальных СП произведен аналогично, результаты расчетов представлены в табл. 2.8

Таблица 2.8

По расчетам все выбранные выключатели подходят Выбор троллейных линий Для электроснабжения мостовых кранов 11 и 28 в механическом цехе в виду отсутствия технологической пыли, химически активной среды и пожароопасности выбраны троллеи из угловой стали.

Троллейные линии выполняются из профилированной стали. Их сечение выбирается по нагреву длительным током нагрузки и проверяется на потерю напряжения. Суммарная допустимая потеря напряжения от источника питания до двигателя крана не должна превышать 12%, распределяясь на потерю напряжения в питающей линии (Uп.л.=4…5%) и в главной троллейной линии (Uт.л=6…7%).

При выборе по нагреву расчетный ток принимается равным току тридцатиминутной максимальной нагрузки

(2.15)

где Р30=Рн.К30/ - максимальная расчетная активная мощность, кВт;

Q30=P30.tg — максимальная расчетная реактивная мощность кВар;

Рн, Uн, — соответственно номинальные мощность (кВт), напряжение (кВ) и КПД крановых двигателей, %;

К30 — коэффициент спроса активной мощности, определяемый по кривым рис. 6.11 в зависимости от режима работы крана и nэ, рассчитанного по (2.5)

Значение tg принимается по коэффициенту мощности, который для кранов составляет cos = 0,45…0,6.

Расчетная величина тока I30 не должна превышать допустимого значения для принятого профиля троллеев (табл. 6.10) [2]

Пиковый (кратковременный) ток крановых двигателей, с достаточной для практических расчетов точностью определяется как

(2.16)

где Iпуск. — наибольший из пусковых токов двигателей в группе, А;

Iмакс. — максимальный расчетный ток, принимаемый для кранов I30;

Iном. — номинальный ток наибольшего двигателя, А.

Выбранное по нагреву сечение угловой стали проверяется на потерю напряжения: U%=ml,(2.17)

где m — удельная потеря напряжения (%/м), принимая в зависимости от максимальной величины пикового тока по табл. 6.11;

l — расстояние от точки присоединения до наиболее удаленного конца троллейной линии, м.

Краны оборудованы четырьмя короткозамкнутыми двигателями на каждом с установленной мощностью:

Р1=13 кВт; Р2=7,5 кВт; Р3=4 кВт; Р4=3 кВт; принял КПД =0,87; cos =0,5

Номинальный и пусковой ток наибольшего по мощности двигателя при kпуск.=7,5

Суммарная номинальная мощность каждого крана Рном=27,5 кВт.

Потребляемая мощность при заданном КПД

кВт.

Эффективное число электроприемников по (2.5)

;

По рис. 6.11[2] нашел при среднем режиме работы кранов коэффициент спроса k30=0.38. По формуле (2.15) определил максимальный расчетный ток троллеев при работе крана, приняв cos =0.5 и tg =1.73

А.

Кратковременный пусковой ток при пуске наибольшего двигателя и работе остальных двигателей А

Для пикового тока Iпик.=331,5 А, выбрал угловую сталь 50×50×5, удельная потеря напряжения m=0.2% при условии Iпик.=331,5 А? Iн.д.=358 А. Тогда, согласно (2.17) при расчетной длине троллейной линии от точки питания потери напряжения для крана № 11 составляют

U%=ml=0,2*36/2=3,6%;

для крана № 28

U%=ml=0,2*36/2=3%;

Расчет токов короткого замыкания При расчете токов КЗ примем следующие допущения:

трехфазная сеть принимается симметричной;

мощность питающей системы неограниченна и напряжение на шинах цеховой подстанции является постоянным;

При составлении схемы замещения учитываются влияние активных сопротивлений короткозамкнутой цепи (трансформаторов, линий, шин, транс-форматоров тока, автоматических выключателей, контактов аппаратов и т. д.). Переходные сопротивления контактов могут быть учтены введением в расчетную схему активного сопротивления:

15 мОм — для распределительных щитов на подстанциях;

20 мОм — для первичных цеховых распределительных пунктов и на зажимах аппаратов, питаемых радиальными линиями от щитов ТП или от магистралей;

25 мОм — для вторичных цеховых распределительных пунктов и на зажимах аппаратов от первичных распределительных пунктов;

30 мОм — для аппаратуры установленной непосредственно у приемников электроэнергии, получающих питание от вторичных распределительных пунктов.

Сопротивления проводов, первичных обмоток трансформаторов тока, токовых катушек расцепителей автоматических выключателей, а также переходные сопротивления контактов аппаратов взяты из табл. 8.12…8.15. 3]

Расчет токов КЗ на напряжение до 1 кВ выполняют в именованных единицах. Расчетная схема представлена на рис. 2.1.

В качестве примера рассмотрено определение тока короткого замыкания в точке К1:

Активное и индуктивное сопротивление цехового трансформатора, приведенное к напряжению ступени КЗ, определяются из формул, мОм,

мОм; (2.18)

(2.19)

где Рk — мощность потерь КЗ трансформатора, кВт;

Uном — номинальное линейное напряжение обмотки низшего напряжения, кВ;

Sном. — номинальная мощность трансформатора, кВ*А;

uk — напряжение КЗ трансформатора, %.

мОм;

мОм

мОм,

мОм, Точка К1 :

кА

Постоянная времени затухания апериодической составляющей

;

Ударный коэффициент

;

Ударный ток в точке К1:

кА.

Аналогично рассчитаны токи в остальных точках. Результаты сведены в табл. 2.9.

Таблица 2.9

Компенсация реактивной мощности в цехе Суммарная расчетная мощность низковольтных батарей конденсаторов (НБК) определяется по минимуму приведенных затрат выбором экономически оптимального числа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций (ПС), а также определением дополнительной мощности НБК в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6 и 10 кВ предприятия, питающей эти трансформаторы.

Суммарная расчетная мощность НБК, кВар,

(2.20)

где Qн.к.1 и Qн.к.2 — суммарные мощности батарей, кВар По выбранному ранее числу трансформаторов определяют наибольшую реактивную мощность, кВар, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ:

(2.21)

где Nт, т, Sт — число, коэффициент загрузки и номинальная мощность трансформаторов цеховой подстанции,

Pp — расчетная активная нагрузка подстанции за наиболее загруженную смену, кВт.

Суммарная расчетная мощность НБК, кВар, для данной группы трансформаторов

(2.22)

где Qp — расчетная реактивная нагрузка подстанции за наиболее загруженную смену, кВар.

Если окажется, что Qн.к.1< 0, то установка НБК не требуется, и Qн.к.1 принимается равной нулю.

Рисунок 2.1

Дополнительная суммарная мощность НБК для данной группы трансформаторов Qн.к.2 в целях оптимального снижения потерь

(2.23)

где — расчетный коэффициент, определяемый в зависимости от коэффициентов К1 и К2 и схемы питания цеховой ПС: К1 по рис. 2.132 и 2.133, К2 по табл. 2.191[4]

Если окажется, что Qн.к.2< 0, то для данной группы трансформаторов реактивная мощность Qн. к принимается равной нулю.

Определяем (по 2.21) наибольшую реактивную мощность, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ

Sт = 400 кВ*А; Nт = 2; т = 0,7; Рр = 433,41 кВт; Qр = 300,45 кВАр.

кВар.

Мощность НБК (по 2.22) равна:

кВар.

Дополнительную мощность Qн.к.2 определяем по (2.23)

кВар где = 0,5 согласно рис. 2.133 при К1 = 11 (принято по табл. 2.190) и К2 = 2 (принято по табл. 2.191).

Таким образом, установка конденсаторных батарей в цехе не требуется.

3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ЗАВОДА ФЕРРОСПЛАВОВ

3.1 Определение расчетных нагрузок предприятия Расчетные нагрузки для цехов предприятия определяем методом коэффициента спроса.

(3.1)

Расчетная нагрузка электрического освещения определяется также по методу коэффициента спроса.

(3.2)

Суммарная расчетная нагрузка цеха находится как сумма составляющих.

(3.3)

В качестве примера приведено определение расчетной мощности в цехе электрических печей № 1:

В цехе планируется к установке электродуговые рудовосстановительные печи типа РКЗ — 16,5 (печь рудовосстановительная, закрытого типа, с круглой ванной, мощность печного трансформатора 16 МВ*А), в количестве 4 шт. Мощность электроприемников сети 0,4 кВ Рном.=2800 кВт. Значение коэффициента использования для руднотермических печей Kи=0,9, коэффициент спроса Кс=0,95 коэффициент мощности cos = 0,9 по табл № 2.2.

tg=tg (arccos (cos))=tg (arccos0.9)=0.48

Расчетная активная мощность печей :

Pp= Kc Sн*cos=4 .0,9516,5*0,9=56,43 МВт Расчетная реактивная мощность печей:

Qp= Pp tg=56,430,48=27,33 МВАр Потребители 0,4 кВ: Ки=0,5; Кс=0,55; cos =0,7; tg =1,02

Расчетная активная мощность потребителей 0,4 кВ:

Pp0,4= Kc Pном=0,552 800=1540 кВт Расчетная реактивная мощность потребителей 0,4 кВ:

Qp0,4= Pp0,4 tg=17,421,02=1571,11 кВАр Для освещения цеха электрических печей № 1 выбирал лампы типа ДРЛ. Коэффициент мощности с учетом местной компенсации cosо=0,96. Для цеха электрических печей р0=0,02 кВт/м2. Площадь цеха электрических печей определил по генплану предприятия F=2100 м2. Коэффициент спроса на осветительную нагрузку ксо=0,95.

Расчетная активная мощность на освещение цеха электрических печей:

Ppо= kcо р0F=0,950,22 100=39,9 кВт

Qро= Ppо tg 0= Ppо tg (arccos (cosо))=39,9*tg (arccos (0,96))=11,64 кВАр Суммарная активная нагрузка потребителей 0,4 кВ цеха электрических печей:

Рр= Pp0,4+ Ppо=1540+39,9=1579,9 кВт Суммарная реактивная нагрузка потребителей 0,4 кВ цеха электрических печей:

Qр= Qp0,4+ Qpо=1571,11 +11,64 =1582,75 кВАр Полная нагрузка потребителей 0,4 кВ цеха электрических печей:

кВ*А Полная нагрузка потребителей 10 кВ цеха электрических печей:

кВ*А Аналогичным образом рассчитываются остальные цеха и здания. Результаты расчетов сведены в табл. 3.2.

Для освещения территории предприятия используем лампы ДРЛ. Коэффициент мощности с учетом местной компенсации cosо=0,9. Значение удельной мощности освещения на единицу производственной площади находим согласно таблиц. Для уличного освещения р0=0,005 кВт/м2. Площадь территории предприятия определяем по генплану предприятия F=83 022 м2. Коэффициент спроса на осветительную нагрузку определяем по таблицам ксо=0,5.

Ppо= kcо р0F=0,50,583 022=207,55 кВт

Qро= Ppо tg 0= Ppо tg (arccos (cosо))=207,55 tg (arccos (0,96))=60,54 кВАр Так как электроснабжения предприятия осуществляется от подстанции системы и ТЭЦ. Нагрузки разделены следующим образом:

от подстанции системы предполагается запитать цеха № 1, 2, 3, 5.

от ТЭЦ цеха № 4, 6, 7, 8, 9, 10.

При получении полной мощности потребляемой предприятием учтём разновременность максимумов нагрузки отдельных групп электроприёмников: для ГПП-1:

кВА где kрм — коэффициент разновременности максимума. kрм=0,9.

Потери в трансформаторах:

активные:

кВт реактивные:

кВАр

Расчётная активная нагрузка на внешнее электроснабжение определяется произведением суммарной расчётной активной нагрузки цехов завода ферросплавов с учётом потерь активной мощности и коэффициента разновременности максимумов цехов завода:

кВт Расчётная реактивная нагрузка при задании в режиме максимальных нагрузок:

кВАр Полная нагрузка на внешнее электроснабжение ГПП-1:

кВА Предварительный выбор суммарной мощности компенсирующих устройств осуществляется в режиме максимальных нагрузок и производится исходя из соотношения

кВАр Аналогично рассчитаны нагрузки для ГПП-2 результаты сведены в табл.3.1.

Таблица 3.1

Выбор трансформаторов ГПП Выбор трансформаторов будем осуществлять по полной расчетной мощности предприятия, по формуле (2.13), для ГПП-1

кВА Принимаем к установке двухтрансформаторную подстанцию с трансформаторами Sном=63 МВА. Перегрузочная способность обеспечивается.

Для ГПП-2

кВА Принимаем к установке двухтрансформаторную подстанцию с трансформаторами Sном=80 МВА. Проверка на перегрузочную способность Таблица3.2

МВА Условие выполняется, следовательно, выбранный трансформатор может обеспечить питание заводских потребителей на время ремонта второго трансформатора.

Выбор места расположения ГПП Координаты центра определяются по аналогичным формулам определения ЦЭН для цеха. Значение расчетных нагрузок берем из табл 3.2.

Данные расчета сведены в табл.3.3 и табл. 3.4.

Таблица 3.3 Определение ЦЭН для ГПП-I

Таблица 3.4 Определение ЦЭН для ГПП-II

Так как в полученных точках установить невозможно, принято положение ГПП-1 пристроенное к цеху № 1, а ГПП-2 к цеху № 10.

Построение картограммы нагрузок. Картограмма нагрузок представляет собой план предприятия с нанесенными на нем окружностями, площадь которых пропорциональны величине расчетных нагрузок цехов. Радиус окружности для склада кварцита и кокса где R — радиус окружности

Pp — расчетная мощность цеха

mp — масштаб мощности (mp=1 кВт/мм2)

Для представления о том какая часть мощности используется для освещения цеха, на окружности выделяют сектор, угол которого пропорционален общей нагрузке цеха. Угол сектора для склада кварцита и кокса определяется как:

Аналогичным образом определяется радиус окружностей и угол сектора для остальных цехов. Результаты расчетов сведены в табл. 3.5.

Таблица 3.5

.

Выбор номинального напряжения ЛЭП, их числа, сечения, марки провода Выбор номинальных напряжений элементов электрической сети является технико-экономической задачей и должен осуществляться совместно с выбором схемы электроснабжения на основе рассмотрения возможных вариантов.

Питание проектируемого предприятия можно осуществить на напряжениях 220 и 110 кВ.

По формуле Стилла определяем величину нестандартного напряжения:

кВ где l — длина линий, км;

P — передаваемая мощность, кВт.

Зададимся ближайшими стандартными значениями напряжения 110 кВ и 220 кВ, и проведем технико-экономическое сравнение вариантов.

Исходя из расчетной полной нагрузки и выбранных значений номинального напряжения, рассчитываем значение номинального тока Iр для вариантов линий высокого напряжения.

А (3.4)

где n — число цепей линий, определяемое требуемой надежностью электроснабжения.

По величине номинального тока и экономической плотности тока jэ определяется нестандартные сечения проводов линий высокого напряжения:

(3.5)

Значение экономической плотности тока jэ = 1,1 А/мм2, принято согласно табл. 1.3.36. Выбранные сечения проводов проверяются на допустимость к нагреву рабочим (расчетным) током, потере напряжения в нормальных и аварийных условиях. Проверка по нагреву сводится к сравнению токов рабочего (расчетного) с табличным, допустимым для принятой конструкции провода:

(3.6)

Потеря напряжения определяется по формуле

(3.7)

где P, Q — соответственно активная и реактивная мощности, передаваемые по линии; Rл, Xл — соответственно активное и индуктивное сопротивление линии; Uн — номинальное напряжение линии, кВ.

Потери мощности в линии определяются по формуле, кВт:

(3.8)

Потери активной энергии в линии рассчитываются в зависимости от числа использования максимума нагрузки и коэффициента мощности сети, кВт*ч:

(3.9)

По рис. 4.3 при Тм = 5000 ч и сos = 0,8 находим = 3500 ч.

Пример расчета для варианта 110 кВ ГПП-1, для варианта 220 кВ ГПП-1 и расчет вариантов для ГПП-II приведены в табл. 3.6:

А;

мм2;

Принимаем провода марки АС-150/24 с длительно допустимым током нагрузки Iдоп =450 А, rуд =0,198 Ом/км, xуд=0,42 Ом/км (по табл. 7.35 и 7.38 [6]).

А Падение напряжения в рабочем режиме В

%

Потери мощности

кВт;

Определяем капитальные затраты на внешнее электроснабжение К1 = Кпс + Кл = 376.3 + 2*13*8,4 = 594,7 тыс. руб.

где Кпс — стоимость комплектной трансформаторной подстанции 110/10 кВ 2×63 000 кВА; Кл — стоимость сооружения двух питающих воздушных линий 110 кВ, выполненных проводом марки АС сечением 2×150 мм2 на типовых железо-бетонных опорах;

Кл = kуд. l ;

где kуд — стоимость сооружения 1 км линии, тыс. руб./км;

l — длина линии, км.

При определении капитальных затрат используем УПС электрооборудования приведённых в прилож. 4.

Ежегодные эксплуатационные расходы Сэ складываются из стоимости электроэнергии, расходуемой на потери в линии Сп и амортизационных отчислений на линии Са. л и комплектные трансформаторные подстанции Са.пс. Потери электроэнергии в питающих линиях определяем по формуле

тыс. кВт*ч;

Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях равна Сп1 = Эа1* С0, п = 0,012*861 140*10−3 = 10,33 тыс. руб/год;

где С0, п — стоимость 1 кВт*ч электроэнергии, руб/кВт*ч.

Амортизационные отчисления на линии равны Са. л1 = Ка. л* Кл = 0,024*214,8= 5,24 тыс. руб/год;

где Ка. л — норма амортизационных отчислений для воздушных линий на железобетонных опорах напряжением 110 кВ, принятая по табл. 10.2.

Определяем амортизационные отчисления на ГПП 110/10 кВ

Са.пс1 = Ка. пс* Кпс = 0,064*376.3= 24.08 тыс. руб/год;

где Ка. пс = 6,3% - норма амортизационных отчислений для силового электрооборудования и РУ по табл. 10.2.

Суммарные эксплуатационные расходы Сэ1 = 10,33+5,24+24,08 = 39.66 тыс. руб/год.

Таким образом первый вариант для обеих подстанций имеет меньшие эксплуатационные расходы и требует меньших капиталовложений (Сэ1< Сэ2, К1< К2), следовательно он является экономически более выгодным, все дальнейшие расчеты выполняются по этим вариантам.

Таблица 3.6

Выбор схемы внешнего электроснабжения завода ферросплавов На проектируемом заводе ферросплавов основными потребителями являются электродуговые печи, которые согласно ПУЭ относятся ко второй категории по условию надёжности электроснабжения, поэтому для питания используем двухцепную воздушную ЛЭП. ГПП выполним на двух блоках: линия 110 кВ — трансформатор ГПП с неавтоматической перемычкой на стороне высокого напряжения. На стороне низкого напряжения для повышения надёжности электроснабжения предприятия установим секционный выключатель между секциями низкого напряжения. На предприятии присутствуют потребители с номинальным напряжением 6, 10 и 35 кВ, поэтому на ГПП-1 применены трансформаторы с расщеплённой обмоткой НН, на ГПП-2 трёхобмоточные трансформаторы 110/35/6 кВ. В качестве коммутационных аппаратов на стороне высокого напряжения ГПП используем отделители, имеющие низкие показатели надёжности, но зато дешевле при покупке и эксплуатации. Определение числа и мощности цеховых трансформаторов и компенсирующих устройств Выбор числа трансформаторов и мощности цеховых трансформаторных подстанций ТП 10(6)/0,4 кВ определяется в зависимости от полной расчётной нагрузки цеха, плотности нагрузки, типа внутрицеховых сетей и возможности взаимного резервирования подстанций по внутренним сетям. Для потребителей первой и второй категорий используем двухтрансформаторные подстанции, третьей категории — однотрансформаторные. Для цеховых ТП применим коэффициенты загрузки (кЗАГР), согласно [1]:

цеха с нагрузкой первой категории, кЗАГР =0.65…0.7;

цеха с нагрузкой второй категории, кЗАГР =0.7…0.8;

цеха с нагрузкой третьей категории, кЗАГР =0.9…0.95.

ТП-1 Цех электрических печей (1) по надежности электроснабжения относится к II категории, поэтому запитаем нагрузки потребителей цеха от двухтрансформаторной подстанции, с этой же подстанции запитаны потребители 0,4 кВ склада кварцита и кокса (2).

Суммарная расчетная мощность (2) и (1):

кВт;

кВАр;

Номинальная мощность трансформатора (по 2.13):

кВА Принял к установке двухтрансформаторную подстанцию типа 2КТП-1600М/10/0,4-УЗ Проверка выбранных трансформаторов на перегрузочную способность:

Условие выполняется, следовательно, выбранный трансформатор может обеспечить питание цеховых потребителей на время ремонта второго транс-форматора. Произведем компенсацию реактивной мощности по формулам (2.21…2.23)

кВАр;

кВАр;

кВАр

Принимаем 2 конденсаторные установки типа УКН-0,38−150У3, Qн = 150 кВАр.

Аналогично рассчитаем остальные подстанции, и результаты сведём в табл. 3.7. В ряде цехов перегрузочная способность трансформаторов не удовлетворяет требуемой. В этих цехах предусмотрим отключение потребителей III категории в аварийной ситуации. Защитная и коммутационная аппаратура цеховых подстанций выбирается исходя из комплектации КТП.

Таблица 3.7

Выбор схемы внутреннего электроснабжения.

При построении общей схемы внутризаводского электроснабжения необходимо принимать варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети, максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

С целью создания рациональной схемы распределения электроэнергии требуется всесторонний учёт многих факторов, таких как конструктивное исполнение сетевых узлов схемы, способ канализации электроэнергии, токи КЗ при разных вариантах и др.

В общем случае схемы внутризаводского распределения электроэнергии имеют ступенчатое построение. Считается нецелесообразным применение схем с числом ступеней более двух-трёх, так как в этом случае усложняется коммутация и защита сети.

Схема распределения электроэнергии должна быть связана с технологической схемой объекта. Питание приёмников электроэнергии разных параллельных технологических потоков должно осуществляться от разных подстанций, РП, разных секций шин одной подстанции. Это необходимо для того, чтобы при аварии не останавливались оба технологических потока. В то же время взаимосвязанные технологические агрегаты должны присоединяться к одному источнику питания, чтобы при исчезновении питания все приёмники электроэнергии были одновременно обесточены.

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняют по магистральной, радиальной или смешанной схеме. Выбор определяется категорией надёжности потребителей электроэнергии, их территориальным размещением, особенностями режимов работы. Исходя из этих соображений, на предприятии применена преимущественно радиальная схема питания электроприемников и отдельных цехов.

Выбор сечения и способа прокладки кабельных линий 10 (6) кВ Сечение проводов и жил кабелей выбирают по техническим и экономическим условиям.

К техническим условиям относят выбор сечений по нагреву расчетным током, механической прочности, нагреву от кратковременного выделения тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведённые затраты на сооружения которой будут минимальны.

Выбор сечения по нагреву осуществляется по расчетному току (3.4) для параллельно работающих линий в качестве расчетного тока принимают ток послеаварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. По справочным данным в зависимости от расчетного тока определяют ближайшее стандартное сечение. Это сечение приводиться для конкретных условий среды и способа прокладки кабелей указанных в табл. 3.1.

При выборе сечений кабельных линий учитывают допустимые кратковременные перегрузки. Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, допустимые кратковременные перегрузки приведены в табл. 3.2. на время ликвидации аварий для таких кабелей допускаются перегрузки в течении 5 суток в пределах, указанных в табл. 3.3.

Выбор экономически целесообразного сечения по ПУЭ производят по экономической плотности тока в зависимости от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки в соответствии с выражением [3.5].

Выбранные сечения проверяются по потере напряжения по [3.7]. Выбор кабелей внутризаводской сети приведён в табл. 3.8.

В основном линии выполнены кабелями марки ААШвУ — кабель с алюминиевыми жилами, изоляция бумажная пропитанная нестекающим составом с улучшенными изоляционными свойствами, наружный покров в виде шланга из поливинилхлоридного пластика. Выбор способа прокладки сделан с учетом рекомендаций в табл. 21.16−21.19. Применены прокладка в земляных траншеях, в кабельных каналах, по кабельным эстакадам.

Выбор токопровода

Правила устройства электроустановок рекомендуют для передачи в одном направлении суммарной мощности более 20 МВА при напряжении 6 кВ применять токопроводы. Применение кабельных линий для передачи указанной мощности допускается только при их явном технико-экономическом преимуществе или при технической невозможности использования токопроводов.

Таблица 3.8

Для электроснабжения цеха электрических печей № 2 применён симметричный токопровод из шин из алюминиевого сплава АД31-Т трубчатого профиля. Шины работают как балки, закреплённые с двух концов.

Токопроводы по сравнению с линиями, выполненными из большого числа параллельно проложенных кабелей, имеют преимущества по надёжности, перегрузочной способности и возможности индустриализации электромонтажных работ. Вместе с тем токопроводы характеризуются большими, чем у кабелей индуктивными сопротивлениями и большими потерями мощности при одинаковой плотности тока. Большое индуктивное сопротивление токопровода может привести к недопустимым потерям напряжения. Однако если падения напряжения находятся в допустимых пределах, то повышенная индуктивность положительно сказывается на ограничении токов КЗ.

Выбор токопровода производят:

по допустимому нагреву максимальным расчетным током по формуле по экономической плотности тока в нормальном рабочем режиме по формуле (3.5), где значение экономической плотности тока для токопровода профиля «круглая труба» определено по формуле

(3.10)

где С0 = Сп.0.Тп — стоимость потерь, руб/(кВт.год);

Сп.0 — стоимость 1 кВт. ч, руб/(кВт.ч) Тп — годовое число часов использования максимума потерь, ч.

Экономическую целесообразность передачи электроэнергии симметричным токопроводом по сравнению с другими способами передачи выявляют сопоставлением приведённых затрат, определяемых по

З=КнК+Сэ,(3.11)

где Кн — нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,125;

К — единовременные капитальные вложения, тыс. руб/год;

Сэ — ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. руб/год.

Потери активной мощности в одной цепи двухцепного токопровода при равномерной нагрузке фаз и равных сопротивлениях определяют из выражения, кВт

(3.12)

где Кд — коэффициент добавочных потерь в шинах из алюминия или его сплавов симметричного подвесного токопровода, как с опорными, так и с подвесными изоляторами; для шин профиля «труба круглая» Кд = 1,1.

R0 — сопротивление токопровода постоянному току.

Потери реактивной мощности в этом же токопроводе составят, кВАр

(3.13)

где xсреднее значение индуктивного сопротивления фазы.

Произведём расчет: в соответствии с (3.6) принимаем к установке токопровод трубчатого сечения сечением s=140×10 допустимый ток токопровода выбранного сечения Iдоп=4180 А.

Экономическая плотность тока для выбранного профиля шин из сплава АД31Т1 составит

А/мм2

здесь С0 = 0,012*3500 = 42 руб/(кВт*год).

Определим сечение токопровода с учётом экономической плотности тока

мм2

На основании приведённых расчётов окончательно принимаем к установке токопровод сечением 140×10 (площадь сечения sп= 4080 мм2). Выбранный токопровод следует проверить при известных значениях тока КЗ на электродинамическую стойкость.

Приведённые затраты на токопровод определяем в соответствии с (3.11). При этом капитальные затраты составят К=L (k1+2k2. sп)=0.2(64 700+2*14.1*4180).10−3=36.51 тыс. руб, где коэффициенты k1 и k2 приняты по табл. 5.2 [7];

L — длина токопровода.

Ежегодные эксплуатационные расходы определяем по формуле Сэ=Са+Сп+Сэк ,(3.14)

где Са — амортизационные отчисления на реновацию и капитальный ремонт;

Сп — стоимость потерь электроэнергии;

Сэк — расходы на эксплуатацию, включающие в себя текущий ремонт, заработную плату и общецеховые расходы.

Учитывая, что ежегодные эксплуатационные расходы можно представить в виде Сэ=(Ка+Ктр)К +Сп,(3.15)

запишем (3.11) следующим образом З=(Ка+Ка+Ктр)К +Сп,(3.16)

где Кн — нормативный коэффициент эффективности, равный 0,125;

Ка и Кт. р — нормы отчислений на амортизацию и текущий ремонт;

Согласно табл. 1.1 принимаем их соответственно 2,5 и 0,5%.

Потери мощности в токопроводе кВт Стоимость потерь Сп1 = P* С0 = 0,012*28 241*10−3 = 0.34 тыс. руб/год.

З=(0,125+0,005+0,025)36,51 +0,34 = 6 тыс. руб.

Потери напряжения в токопроводе в нормальном режиме работы (при работе двух цепей токопровода) составят:

В

где rуд.0 и xуд — удельное электрическое и индуктивное сопротивление токопровода принятое по табл. 5.1. 7].

В аварийном режиме — при питании всей нагрузки через один токопровод — потери напряжения удваиваются, и напряжение на шинах РП-4 составит В

Компенсация реактивной мощности в сети выше 1 кВ.

Расчётная реактивная нагрузка в сети 6 (10) кВ промышленных предприятий Qв состоит из расчётной нагрузки приёмников 6 (10) кВ Qр. в, нескомпенсированной нагрузки Qmax. т сети напряжением до 1 кВ, питаемой через цеховые ТП, потерь реактивной мощности Q (состоят из потерь в сети 6 (10) кВ, в трансформаторах и реакторах)

;(3.17)

Расчёт оптимальной мощности КУ производится для режима наибольших нагрузок. Баланс реактивной мощности в узле 6 (10) кВ предприятия имеет вид

;(3.18)

Входная реактивная мощность Qэ1 задаётся энергосистемой как экономически оптимальная реактивная мощность, которая может быть передана предприятию в период наибольшей нагрузки энергосистем.

3.11.1 Компенсация реактивной мощности с учетом электродуговых печей На проектируемом предприятии присутствую нагрузки с резкопеременным графиком работы — дуговые печи. Частота колебаний реактивной мощности, а следовательно, и колебаний напряжения для различных дуговых печей составляют 100−1000 колебаний в час. Кроме того, нагрузки дуговых печей из-за неравномерности потребления тока по фазам могут вызвать значительную несимметрию напряжения.

Всё изложенное обусловливает применение принципов компенсации реактивной мощности, существенно отличающихся от принятых в сетях с так называемой спокойной нагрузкой.

Особенности компенсации реактивной мощности в сетях с резкопеременной несимметричной нагрузкой заключатся в следующем:

резкопеременный характер нагрузки вызывает необходимость осуществлять компенсацию переменной составляющей реактивной мощности для уменьшения колебания напряжения в питающей сети;

из-за быстрых изменений потребляемой мощности (реактивной) необходимо применение быстродействующих статических компенсирующих устройств с минимальным запаздыванием по отработке колебаний реактивной мощности;

неравномерное потребление реактивной мощности по фазам требует применения пофазного управления компенсирующим устройством.

Для дуговых печей при отсутствии графиков реактивной мощности рекомендуется определять размах эквивалентного колебания напряжения, %, по следующим формулам:

для группы одинаковых печей ферросплав замыкание трансформатор электродвигатель

;(3.19)

где Sп.т. — мощность печного трансформатора, МВА; Sк — мощность короткого замыкания, МВА; N — количество печей.

для группы печей разной мощности

;(3.20)

где Sп.т. — мощность наибольшего печного трансформатора, МВА.

Эквивалентные колебания напряжения для практических расчётов считают допустимыми, если они не превышают 1%.

Для резкопеременных нагрузок для снижения до необходимого уровня влияние толчковой нагрузки, рекомендуется предусматривать устройства динамической и статической КРМ.

Параметры СТК косвенной компенсации для ДСП при отсутствии графиков потребляемой реактивной мощности рекомендуется определять:

для группы одинаковых печей

(3.21)

для группы печей разной мощности

(3.22)

Пример определения компенсирующих устройств для схемы с четырьмя электродуговыми печами РКЗ 16,5 (цех электрических печей № 1), для остальных цехов с электродуговыми печами результаты расчетов приведены в табл. 3.9.

Колебания напряжения на шинах 110 кВ подстанции по (3.10) равны:

%

т.е. превышают Vt, экв = 1%. На этом основании предполагается установить на шинах 10 кВ СТК реактивной мощности с тиристорно-реакторной группой параметры СТК определяем по формулам (3.12):

МВАр;

МВАр, где Кср=1 — tgдоп/tgср — доля компенсации постоянной составляющей (средней) реактивной мощности;

tgдоп, tgср=Qср/Pср — соответственно допустимое и среднее значения коэффициента реактивной мощности резкопеременной нагрузки.

Таблица 3.9

3.11.2 Определение реактивной мощности, генерируемой СД На предприятии по технологии установлены синхронные электродвигатели, поэтому их следует в первую очередь полностью использовать для компенсации реактивной мощности. Каждый СД является источником реактивной мощности, минимальная величина которой по условию устойчивой работы СД определяется по формуле

;(3.23)

где Pном. СД — номинальная активная мощность двигателя;

КСД — коэффициент его загрузки по активной мощности;

tgном — номинальный коэффициент реактивной мощности.

Для синхронных электродвигателей номинальной активной мощностью меньше приведённой в табл. 9.4 [7], необходимое экономически целесообразное значение используемой реактивной мощности должно, как правило, определяться на основе технико-экономического расчёта. Без технико-экономического расчёта загрузку указанных двигателей допускается принимать равной 0,8−0,85 номинальной реактивной мощности.

В цехе № 9 — насосная станция установлены синхронные электродвигатели Ру =800 кВт, в количестве 4 шт, для группы электродвигателей принято Qн = 407 кВАр. Экономически целесообразную реактивную мощность СД принимаем равной

QСД, э= Qном. СД=0,8*407=325,6 кВАр.

Суммарная располагаемая мощность всех СД на РП-9, при условии 3 в работе + 1 резервный

QСД. р=n QСД, э=3*325,6 = 976,8 кВАр.

3.11.3 Определение мощности ВБК Для определения мощности ВБК на каждой цеховой ТП определяем нескомпенсированную реактивную нагрузку Qнс, т на стороне 6 (10) кВ каждого трансформатора

;(3.24)

где Qр. т — наибольшая расчётная реактивная нагрузка трансформатора;

Qнк.ф — фактическая принятая мощность НБК;

Qт — суммарные реактивные потери в трансформаторе при его коэффициенте загрузки с учётом компенсации (табл. 9.5).

Для РП нескомпенсированную реактивную нагрузку Qнс. в определяют как сумму реактивных мощностей цеховых ТП и других потребителей.

Суммарная расчётная мощность ВБК для всего предприятия определяется из условия баланса реактивной мощности

;(3.25)

где Qр, вi — расчетная реактивная нагрузка на шинах 6 или 10 кВ i-го РП;

QСД, р — располагаемая мощность СД;

n — количество РП (или ТП) на предприятии;

Qэ1 — входная реактивная мощность, заданная энергосистемой на шинах 6 или 10 кВ.

В качестве примера приведён расчет высоковольтных конденсаторных батарей для электроприёмников ГПП-1.

Определяем нескомпенсированную реактивную нагрузку на шинах 10 кВ всех РП и на ГПП-I 110/10 кВ, значения реактивных нагрузок взяты из табл. 3.1, 3.7, 3.9.

Реактивная нагрузка ТП-1 с учетом потерь в трансформаторах при Кз=0,69

Qр.в1=Qр.тп-1-Qнк.ф+Qтп-1=1705,38 — 300+2*62=1529.38 кВАр.

ТП-2

Qр.в2=Qр.тп-2-Qнк.ф+Qтп-2=613,16+2*25.5=663.16 кВАр.

Суммарная реактивная нагрузка на шинах 10 кВ ГПП, кВАр

QР.В=Qр.в1+Qр.в2+Qр.вЦ1+Qр.вЦ3=1529,38+664,16+(27 330+5330−11 470)+8640=32 023,54

Определяем потери мощности в трансформаторах ГПП-I мощностью 63 МВА, считая, что потери в каждом трансформаторе составили 3100 кВАр:

Qт=Nт*Qт=2*3100=6200 кВАр.

Определяем суммарную реактивную нагрузку предприятия на границе балансовой принадлежности (вводы 110 кВ в ГПП-I)

32 023,54+6200=38 229,74 кВАр Определяем суммарную мощность ВБК из условия баланса реактивной мощности реактивной мощности по (3.16)

QВК= Qр. в — Qэ1=38 229,74 — 21 242,6 = 16 987,14 кВАр.

Распределяем суммарную расчетную мощность QВК = 17 000 кВАр между РП и ГПП пропорционально их нескомпенсированным реактивным нагрузкам, использованы данные табл. 3.1, 3.7, 3.9.

РП-1 (55,4%) — 9420 кВАр РП-5 (22,6%) — 3840 кВАр ГПП-I (22%) — 3740 кВАр Определяем необходимую фактическую ВБК для каждой секции шин 10 кВ РП и ГПП. Выбираем мощность ККУ, одинаковую для каждой секции шин:

РП-1 1-я секция — 9450 кВАр (2700+1125+900), то же для 2-й секции.

РП-5 1-я секция — 3600 кВАр (1350+450), то же для 2-й секции.

ГПП-I 1-я секция — 3600 кВАр (1350+450), то же для 2-й секции.

Аналогично рассчитаны ВБК для ГПП-II, результаты представлены в табл. 3.10.

Таблица 3.10

Выбор и проверка коммутационных аппаратов и аппаратов защиты При выборе коммутационных аппаратов использованы данные расчёта токов КЗ из табл.4.1 и 4.2.

3.12.1 Выбор вводных выключателей ГПП-I и ГПП-II.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам по напряжению установки ;

по длительному току ;

по отключающей способности, в первую очередь производиться проверка на симметричный ток отключения по условию Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ где iа, ном — номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключающем токе для времени; н — нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % (по каталогам или по рис. 4.54 [9]); iа, ном — апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов; - наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов.

По включающей способности проверка производиться по условию где iу — ударный ток КЗ в цепи выключателя; - начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя; - номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей); - наибольший пик тока включения (по каталогу).

Заводами-изготовителями соблюдается условие где k = 1.8 — ударный коэффициент, нормированный для выключателей.

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

;

где iдин — наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу; - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:

где Вк — тепловой импульс тока КЗ по расчету; - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу;

tтер — длительность протекания тока термической стойкости по каталогу, с.

Расчетные и каталожные данные сведены в табл. 3.11−3.13.

Выключатель вводной ГПП-I: ВБЧЭ-10−31,5/3150-УХЛ2

Таблица 3.11

Ток рассчитаем исходя из наибольшего тока отходящих линий.

А Выключатель вводной 6 кВ ГПП-II: ВБЧЭ-10−31,5/3150-УХЛ2

Таблица 3.12

А Выключатель вводной 35 кВ ГПП-II: ВВЛ-35−31,5/2500-УХЛ3

Таблица 3.13

А Выключатели отходящих линий от ГПП выбираются также как и вводной.

для питания ЦТП применены вакуумные выключатели ВВ/TEL-10−12,5/630 УХЛ2;

для питания РП-3 (цех электрических печей № 3) — ВВ/TEL-10−12,5/1000 УХЛ2

для питания РП-4 (цех электрических печей № 2) — ВБЧЭ-10−31,5/2500-УХЛ2

для питания РП-9 (насосная станция) — ВВ/TEL-10−12,5/630 УХЛ2

Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей Выбор разъединителей и отделителей производится:

по напряжению установки по току установки

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости

где iпр. с, Iпр. с — предельный сквозной ток КЗ (амплитуда и действующее значение);

по термической стойкости

где Bk — тепловой импульс по расчёту, кА2*с;

Iтер — предельный ток термической стойкости;

tтер — время протекания предельного тока термической стойкости.

Короткозамыкатели выбираются по тем же условиям, но без проверки по току нагрузки

3.13.1 ГПП-I

Таблица 3.14

А

3.13.2 ГПП-II

Таблица 3.15

А Выбор трансформаторов тока Условия выбора и проверки трансформаторов тока в табл. 3.16

Таблица 3.16

Сравнение расчётных и допустимых данных трансформаторов тока ТВТ-110-I-600/5У3, ТBT-35-I-3000/5, ТШЛК-10−0,5/10Р-3000/5 разместим в таблице 3.17

Таблица 3.17

Сравнение расчётных данных и данных справочника подтверждает возможность использования трансформаторов тока.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Выбираем трансформаторы напряжения для 10кВ НАМИТ-10УХЛ2 — трансформатор напряжения, трехфазный, антирезонансный, с естественной циркуляцией воздуха и масла, 10кВ, для 35 кВ ЗНОМ-35−65 — трансформатор напряжения, заземляемый (заземляется конец обмотки ВН), однофазный, с естественной циркуляцией воздуха и масла, 35 кВ, 1965 г. разработки), для 110 кВ НКФ-110−83У1 — трансформатор напряжения, каскадного типа, в фарфоровой покрышке. Технические данные трансформаторов напряжения в табл. 3.18

Таблица 3.18

4. РАСЧЁТ ТОКОВ КЗ В СЕТИ ВЫШЕ 1 кВ

4.1 Расчет токов КЗ в сети выше 1 кВ ГПП-1

Допущения и расчетные условия:

ЭДС всех источников считают совпадающими по фазе;

ЭДС источников, значительно удаленных от места КЗ (храсч.*>3) считают неизменными;

не учитывают поперечные емкостные цепи КЗ (кроме воздушных линий 330 кВ и выше и кабельных линий 110 кВ и выше) и токи намагничивания трансформаторов;

активное сопротивление цепи КЗ учитываю только при соотношении r? 0.3x, где r и х — эквивалентные активные и реактивные сопротивления короткозамкнутой сети;

в ряде случаев не учитывают влияние нагрузок (или учитывают приближенно), в частности влияние мелких асинхронных и синхронных двигателей.

пренебрегаем различием значений сверхпереходных индуктивных сопротивлений по продольной и поперечной осям синхронных машин.

Для выбора электрооборудования и проводников по условиям КЗ должны быть определены наибольшие возможные значения токов КЗ в данной установке. Для этих целей достаточно определить ток трёхфазного короткого замыкания. Предполагается, что во всех случаях подстанция имеет связь с энергосистемой только на стороне высшего напряжения. Расчётная схема для определения токов короткого замыкания представлена на рис. 4.1:

Рисунок 4.1

Расчет будем производить в относительных единицах: Sб=40 МВА; Uб1=115 кВ; Uб2=10.5 кВ

4.1.1 Параметры системы

4.1.2 Трансформатор на подстанции системы

4.1.3 ВЛ — 110 кВ

rл — активное сопротивление линии:

;

xл — реактивное сопротивление линии:

;

4.1.4 Параметры трансформатора на ГПП-1:

Где Рассмотрим расчет тока КЗ в точке К1.

Рисунок 4.2 Схема замещения для расчета токов КЗ кА

кА.

Рассмотрим расчет тока КЗ в точке К2.

кА

кА.

Расчет токов КЗ в сети ГПП-1 сведены в табл.4.1

Таблица 4.1 Расчет токов КЗ в сети выше 1 кВ ГПП-1

Расчет токов КЗ в сети выше 1 кВ ГПП-2

Рисунок 4.3 Исходная схема к расчету токов КЗ ГПП-2

Расчет будем производить в относительных единицах: Sб=63 МВА; Uб1=115 кВ; Uб2=6,3 кВ, Uб3=37 кВ.

4.2.1 Параметры ТЭЦ:

4.2.2 Трансформатор на подстанции ТЭЦ:

4.2.3 ВЛ — 110 кВ:

rл* - активное сопротивление линии:

;

xл* - реактивное сопротивление линии:

;

Параметры трансформатора на ГПП-2:

4.2.5 Параметры синхронных двигателей:

;

4.2.6 Параметры кабельной линии:

;

;

Рисунок 4.4 Схема замещения для расчета токов КЗ ГПП-2

Расчет тока КЗ точка К-3:

кА

кА.

Расчет тока КЗ точка К-4:

Периодическая составляющая ТКЗ от ТЭЦ

кА Постоянная времени затухания апериодической составляющей ТКЗ от ТЭЦ

Поскольку синхронные двигатели подключены короткими кабелями, их внешним сопротивлением можно пренебречь, т. е. xвн =0.

Начальное значение периодической составляющей ТКЗ от синхронных двигателей составляет, кА здесь Iн — номинальный ток двигателей, А,

Начальное значение периодической составляющей в точке К-4

кА Ударный ток в точке К-4 вычисляется арифметическим суммированием ударных токов двигателей и ТЭЦ

кА.

Расчет тока КЗ точка К-5:

кА

кА.

Расчет токов КЗ в сети ГПП-2 сведены в табл.4.2.

Таблица 4.2 Расчет токов КЗ в сети выше 1 кВ ГПП-2

5. РАСЧЁТ И ВЫБОР УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ В разделе производится выбор устройств и расчет параметров срабатывания релейной защиты силового трансформатора ТП-5 и синхронного двигателя 6 кВ на РП-9.

5.1 Выбор источника оперативного тока и комплектного устройства защиты Для питания оперативных цепей, принята независимая система питания напряжением 220 В постоянного тока. Она предназначена для обеспечения оперативным током приводов вакуумных выключателей, устройств релейной защиты и автоматики и осуществления всех видов сигнализации. Упрощённая структурная схема системы питания приведена на рис. 5.1.

Рисунок 5.1 Структурная схема независимой системы питания оперативных цепей напряжением 220 В постоянного тока Релейную защиту выполняем с использованием устройства SEPAM 1000+ 20-й серии, в состав которой входят:

блок защиты линий S20;

блок защиты трансформаторов Т20;

блок защиты двигателей М20;

блок защиты присоединений по напряжению В21;

блок защиты присоединений по частоте В22.

Блок цифровой защиты серии SEPAM 1000+ выполняет следующие функции:

релейной защиты и автоматики присоединения;

самодиагностику, диагностику присоединения и коммутационной аппаратуры;

аварийного регистратора событий и цифрового осциллографа;

местное и дистанционное управление выключателем;

устройства нижнего уровня АСУ ТП.

Особенностью защит данной серии является модульность конструкции и программное формирование защит (изменение логической части путем загрузки программного обеспечения), что позволило сократить число модификаций до пяти.

Модульность конструкции позволяет заказывать любую конфигурацию устройства исходя из его дальнейшего использования и финансовых возможностей. Так, на пример, в наиболее дешевой комплектации устройство не имеет графического дисплея, и все управление осуществляется дистанционно, также данный дисплей может быть совмещен с основным блоком или вынесен на фасад ячейки.

Базовое микропроцессорное устройство SEPAM 1000+ имеет 4 логических выхода. Количество логических выходов может быть увеличено за счет использования дополнительных модулей:

MES 108 (4 входа, 4 выхода),

MES 114 (10 входов, 4 выхода).

При необходимости могут быть добавлены также:

модуль АСЕ 949 — интерфейс связи для АСУ ТП, модуль аналогового выхода для телеуправления, модуль температурных датчиков.

Кроме того в устройстве SEPAM 1000+ типа S20, Т20, М20 предусмотрены аналоговые входы для реализации основных функций защиты и измерение тока. SEPAM 1000+ типа В21 имеет аналоговые входы напряжения, что дает возможность осуществлять функции защиты по напряжению, частоте и измерение напряжения.

Для реализации управления существует возможность использования стандартной функции управления с жестко определенными логическими входами и выходами либо индивидуального параметрирования логических входов, выходов и назначения сигнальных ламп с помощью пакета программ SFT 2841.

Протокол обмена данными SEPAM (протокол MODBUS) является открытым, что дает широкие возможности независимым разработчикам программного обеспечения (ПО) свободно разрабатывать и развивать ПО для работы с РЗиА и интеграции ее в существующие АСУ ТП.

Устройства РЗиА серии SEPAM 1000+ способны исполнять функции телеизмерения и телесигнализации, что позволяет использовать их в качестве вторичных датчиков ТИ, ТС в составе системы мониторинга параметров электрической сети, за исключением системы технического учета электроэнергии.

Стоимость рассматриваемых блоков определяется заказом дополнительных модулей и конфигураций, но при сравнении базовых конфигураций несколько дешевле оказывается SEPAM 1000+ 20-й серии, оборудованный выносным интерфейсом, блоками логических входов-выходов и температурных датчиков.

5.2 Расчёт токов короткого замыкания

5.2.1 Параметры расчётной схемы Расчёт сопротивления системы в максимальном и минимальном режимах произведён в относительных единицах: Sб=63 МВА; Uб1=115 кВ; Uб2=6,3кВ. Сопротивления элементов для простоты обозначим без индексов: z1 — сопротивление системы (ТЭЦ); z2 — сопротивление трансформатора на подстанции ТЭЦ; z3 — сопротивление линии электропередачи (ВЛ); z4 — сопротивление трансформатора на ГПП-II; z5, z6, z7 и z9 — сопротивления кабельных линий КЛ1, КЛ2, КЛ3 и КЛ4; z8 — сопротивление трансформатора ТП-5. Учитываем регулирования напряжения на трансформаторах системы и ГПП. Расчётная схема и схема замещения представлены на рис. 5.2.

5.2.2 Параметры ТЭЦ

5.2.3 Трансформатор на подстанции ТЭЦ

;

;

;

;

.

5.2.4 ВЛ — 110 кВ

r3* - активное сопротивление линии:

;

x3* - реактивное сопротивление линии:

;

Рисунок 5.2 Расчётная схема (а), и схема замещения (б)

5.2.5 Параметры трансформатора на ГПП-II:

;

.

5.2.6 Определение тока КЗ на шинах 6 кВ ГПП-II

5.2.6.1 Максимальное значение ТКЗ в точке К1

Вычисляется при наименьшем сопротивлении питающей системы в максимальном её режиме

x1.min = x1* + x2* min + x3* + x4B*min +x4H*min = 0,126 + 0,0732 + 0,0091 + 0,0647+0.0452 = 0,3182 ;

rк1 = r2* + r3* + r4* = 0,004 + 0,0022 + 0,0036= 0,0098 .

А.

5.2.6.2 Минимальное значение ТКЗ в точке К1

Вычисление минимального тока КЗ в точке К1 производится при наибольшем сопротивлении системы в минимальном её режиме

x1.min = x1* +x2* max + x3* + x4B*max+x4H*max=0,126+0,1428+0,0091+0,114+0.0452= 0,4344 ;

rк1 = 0,0098 .

А.

5.2.7 Сопротивления до точки К1 в именованных единицах Все остальные расчеты произведены в именованных единицах

5.2.8 Кабельная линия КЛ1 — ААШвУ 2(3×150)

Ом;

Ом;

5.2.9 Кабельная линия КЛ2 — ААШвУ 3×50

Ом;

Ом;

5.2.10 Кабельная линия КЛ3 — ААШвУ 3×240

Ом;

Ом;

5.2.11 Кабельная линия КЛ4 — АВВГ 2(3×120+1×35)

Ом;

Ом;

5.2.12 Трансформатор ТП-5

Ом;

Ом;

Oм;

5.2.13 Параметры синхронных электродвигателей

;

5.2.14 Ток КЗ на выводах статорной обмотки электродвигателя (точка К2)

xk2 = xк1. max + x5+ x6 =0,2737+ 0,259 + 0,004= 0,414 Ом;

rк2 = rk1 + r5 + r6 = 0,0062 + 0,0721 + 0,031= 0,1093 Ом.

5.2.15 Периодическая составляющая ТКЗ от системы

А

5.2.16 Периодическая составляющая ТКЗ от второго СД подключенного к той же секции составляет

А здесь Iн — номинальный ток двигателя, А.

5.2.17 Начальное значение периодической составляющей в точке К2

А

5.2.18 Ток КЗ на выводах ВН трансформатора ТП-5 (точка К3)

5.2.18.1 Максимальное значение

xk3.min = xk1. min + x7 = 0,2 + 0,005= 0,115 Ом;

rк3 = rk1 + r7 = 0,0062 + 0,009= 0,0152 Ом.

А.

5.2.18.2 Минимальное значение

xk3.max = xk1. max + x7 = 0,2737 + 0,005= 0,2787 Ом;

rк3 = 0,0152 Ом.

А.

5.2.19 Ток КЗ на РУ НН ТП-5 приведённый к стороне 6 кВ (точка К4)

5.2.19.1 Максимальное значение

xk4.min = xk1. min + x8 = 0,2 + 2,183 = 2,283 Ом;

rк4 = rk1 + r8 = 0,0062 + 0,4366= 0,4428 Ом.

А.

5.2.19.2 Минимальное значение

xk4.max = xk1. max + x8 = 0,2737 + 2,183= 2,457 Ом;

rк4 = 0,4428 Ом.

А.

5.2.20 Ток КЗ на шинах ПР-9I

5.2.20.1 Минимальное значение

xk5.max = xk4. max + x9 = 2,457 + 0,0033 = 2,46 Ом;

rк5 = rк4 + r9 = 0,4428 + 0,042 = 0,4848 Ом.

А.

5.2.20.2 Ток однофазного КЗ на шинах ПР-9 (точка К5)

При большой мощности питающей системы (xc< 0,1xт) ток однофазного металлического КЗ находится по выражению рекомендованному Инструктивными материалами Главгосэнергонадзора:

;(5.1)

где Uф — фазное напряжение сети, В;

zпт — полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора до точки КЗ.

Для кабеля АВВГ 2(3×120+1×35) zпт = 1,37 мОм/м.

— полное сопротивление понижающего трансформатора токам однофазного КЗ.

Для трансформатора с Sном = 1000 кВА и схемой соединения, мОм.

A

Защита электродвигателя

5.3.1 Выбор комплектного устройства защиты На синхронных электродвигателях напряжением выше 1000 В устанавливают релейную защиту от следующих видов повреждений и ненормальных режимов [5]:

многофазных КЗ в обмотке статора и на её выводах;

замыканий на землю в обмотке статора;

от асинхронного режима;

токов перегрузки;

потери питания.

релейную защиту реализуем с использованием цифрового реле SEPAM 1000+ типа M20 которая предусматривает:

МТЗ (ANSI 50/51).

Защиту от замыканий на землю с действием на отключение (ANSI 50N/51N).

Защиту от фазного небаланса (ANSI 46).

Защиту от тепловой перегрузки с действием на отключение (ANSI 49RMS).

Минимальную токовую защиту (ANSI 37).

Защиту двигателей с затянутым пуском/блокировкой ротора (ANSI 48/51LR).

Защиту от перегрева, вызванного частыми пусками (ANSI 66).

Внешнее отключение от АЧР и защиты минимального напряжения Внешнее отключение от технологических неисправностей и от ЗДЗ в отсеке ввода-вывода.

5.3.2 Токовая отсечка

5.3.2.1 Ток срабатывания отсечки Ток срабатывания отсечки отстраивается от пускового тока электродвигателя по выражению

Iс.з.отс = kн .kп .Iд.ном;(5.2)

где kн = 1.15 коэффициент надёжности;

kп — кратность пускового тока, kп = 7;

Iд.ном — номинальный ток электродвигателя.

A

A

Уставки в реле SEPAM-1000+ серии 20 выставляются в первичных токах.

Б

5.3.2.2 Вторичный ток срабатывания

;(5.3)

где — коэффициент трансформации ТТ. Трансформатор тока типа ТЛМ-10,.

А.

Уставки срабатывания защит по току для блока SEPAM 1000+ выставляются программным способом в первичных токах, путем задания номинального первичного тока трансформатора тока —, первичного тока срабатывания защиты (далее ток срабатывания) —, выраженного в амперах или килоамперах с точностью до сотых долей и базисного тока присоединения —, представляющего собой номинальный ток присоединения, приведенный к напряжению той стороны, где установлена защита, и округленный до целого значения, А.

5.3.3 Оценка чувствительности Чувствительность токовой отсечки проверяется при двухфазном КЗ на вывода статорной обмотки электродвигателя в минимальном режиме работы энергосистемы, по выражению

(5.4)

где — ток двухфазного КЗ точка К2, в минимальном режиме энергосистемы

А;

Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности отсечки должен быть не менее 2, следовательно отсечка удовлетворяет требованиям чувствительности.

5.3.3 Максимальная токовая защита электродвигателя В соответствии с ПУЭ защита от перегрузки устанавливается не на всех электродвигателях, а только на тех, которые подвержены перегрузке по технологическим причинам и на двигателях с тяжёлыми условиями пуска и самозапуска (длительность прямого пуска непосредственно от сети 20 с и более), перегрузка которых возможна при чрезмерном увеличении длительности пускового периода вследствие понижения напряжения в сети.

На электродвигателях подверженных по технологическим причинам, защита должна выполняться с действием на сигнал и автоматическую разгрузку, при невозможности разгрузки или отсутствии дежурного персонала допускается действие защиты на отключение.

Электродвигатель насосной станции является ответственным и подвержен технологической перегрузке, поэтому принимается МТЗ.

5.3.3.1 Первичный ток срабатывания Ток срабатывания защиты от перегрузки выбирается по условию отстройки от номинального тока электродвигателя:

(5.4)

где kотс — коэффициент отстройки, равный 1,05 при действии защиты на сигнал и 1,1−1,2 при действии защиты на отключение;

kв — коэффициент возврата, для SEPAM kв = 0,93;

Iдлит.дв. — длительно допустимый ток электродвигателя.

В соответствии с ПУЭ номинальная мощность электродвигателей должна сохраняться при отклонении напряжения до %, т. е.

Iдлит.дв. = 1,1. Iном. дв Таким образом, максимально возможное значение тока срабатывания защиты от перегрузки составит:

А

5.3.3.2Вторичный ток срабатывания

А

5.3.3.3Выбор времени срабатывания Выдержка времени защиты от перегрузки выбирается из условия надёжного несрабатывания при пуске и само запуске:

;(5.5)

где kзап — коэффициент запаса, принимаемый равным 1,3;

tпуск — время пуска для электродвигателей, не подлежащих самозапуску, или время самозапуска для двигателей, которые участвуют в самозапуске после исчезновения, а затем восстановления напряжения.

Для рассчитываемого электродвигателя привода насоса принято tпуск = 10 с.

с.

Коэффициент чувствительности защиты от перегрузки не определяется, поскольку она не предназначена для действия при КЗ.

5.3.4 Защита от асинхронного режима Защиту от асинхронного режима устанавливают на всех синхронных двигателях. Защиту от асинхронного режима синхронных двигателей со «спокойной» нагрузкой можно осуществить с помощью реле реагирующего на увеличение тока в обмотке статора. При этом защита, как правило, должна выполняться с независимой от тока характеристикой выдержки времени. Защита с зависимой от тока характеристикой выдержки времени допускается при отношении короткого замыкания электродвигателя более 1.

Для предотвращения отказа защиты от асинхронного режима с независимой от тока характеристикой выдержки времени при биениях тока асинхронного режима в схему защиты включают промежуточное реле с замедлением на возврат. Время возврата промежуточного реле по условию асинхронного режима, возникающего в результате обрыва цепи возбуждения, определяют по выражению

(5.5)

где sн — скольжение в процентах при номинальной нагрузке и снятом возбуждении;

mmax — момент нагрузки.

Выдержка времени защиты от работы в асинхронном режиме должна быть примерно в 1,5 раза больше tв. При этом время срабатывания может оказаться недопустимо большим. В этом случае предусматривается отдельная защита, фиксирующая выпадение возбуждённого электродвигателя из синхронизма tв = 1,5−2 с.

И отдельная защита для фиксации потери возбуждения, имеющая выдержку времени равную 3−5 с.

5.3.4.1 Ток срабатывания защиты от асинхронного режима

;(5.6)

5.3.4.2 Ток срабатывания защиты от потери возбуждения

;(5.7)

где Iв. х — ток возбуждения при холостом ходе, номинальном напряжении минимальном токе статора двигателя, Iв. х = 150 А.

А Защиту от асинхронного режима рекомендуется выполнять совмещённой с защитой от перегрузки, если она предусматривается. Допускается применение других способов защиты, например с помощью устройства защиты, реагирующего на наличие переменного тока в цепи обмотки ротора или на сдвиг фаз между током статора и напряжением при асинхронном режиме .

Защита от асинхронного режима должна действовать на одну из схем предусматривающих:

ресинхронизацию;

ресинхронизацию с автоматической кратковременной разгрузкой механизма до такой, при которой обеспечивается втягивание электродвигателя в синхронизм (при допустимости кратковременной разгрузки по условиям технологического процесса);

отключения электродвигателя и повторный автоматический пуск;

отключение электродвигателя.

Действие защиты по п. 4 предусматривается при невозможности разгрузки или ресинхронизации электродвигателя или при отсутствии необходимости авто-матического повторного пуска и ресинхронизации.

5.3.5 Защита от замыкания на землю в обмотке статора Защита электродвигателей мощностью до 2000 кВт от однофазных замыканий на землю должна предусматриваться при значениях тока однофазного замыкания или остаточного тока замыкания на землю (при наличии компенсации) 10 А и более. Асинхронные двигатели напряжением 6 кВ как правило, работают в сетях с малыми токами замыкания на землю, поэтому защиты от замыкания на землю в обмотке статора выполняются в виде максимальных токов защит, подключенных к кабельным трансформаторам тока нулевой последовательности. Вне зависимости от аппаратного исполнения защит первичный ток срабатывания рассчитывается одинаково. Защиту от однофазных замыканий на землю выполняют, как правило, без выдержки времени, она действует на отключение электродвигателя и также на устройство АГП, если оно предусмотрено.

5.3.5.1 Расчет первичного тока срабатывания защиты Первичный расчётный ток срабатывания защиты от замыкания на землю в обмотке статора электродвигателя определяется по условию отстройки от броска собственного емкостного тока присоединения при внешнем замыкании на землю:

;(5.8)

где kн — коэффициент надёжности, равный 1,2;

kб — коэффициент учитывающий бросок собственного емкостного тока электродвигателя при внешних перемежающихся замыканиях на землю, (kб =3−4 — для защиты без выдержки времени и kб =1,5−2 — для защиты с выдержкой времени 1−2 с.);

Ic — сумма собственного емкостного тока электродвигателя и питающих его кабелей, А.

Значение собственного емкостного тока присоединения определяется следующим образом:

;(5.9)

где f — частота тока, Гц;

С — емкость фазы электродвигателя, Ф;

Uном — номинальное напряжение электродвигателя, В;

Iск — емкостной ток кабельной линии, А/км, (Iск = 0,68 А/км для кабеля ААШвУ 3×50);

Значение емкости фазы электродвигателя принимается по данным завода-изготовителя. При отсутствии данных завода-изготовителя значение Сдв, мкФ, можно определить по приближённой формуле:

;(5.10)

где S ном — номинальная мощность двигателя, кВА;

n — часта вращения, мин-1.

Произведём расчёт по формулам (5.8)-(5.10)

кВА;

мкФ;

А

А

5.3.6 Защита минимального напряжения Для защиты электродвигателей от потери питания используют защиту минимального напряжения, выполняемую одноили двухступенчатой; защиту минимальной частоты с блокировкой по направлению активной мощности.

Защиту от потери питания применяют:

для облегчения восстановления напряжения после отключения КЗ и обеспечения самозапуска электродвигателей ответственных механизмов (защита действует на отключение неответственных электродвигателей суммарной мощностью, определяемой возможностями питающей сети по обеспечению самозапуска);

для отключения части ответственных механизмов с автоматическим повторным пуском по окончании самозапуска не отключаемой группы электродвигателей;

для отключения электродвигателей ответственных механизмов, когда их самозапуск недопустим по технологическим причинам или по условиям безопасности;

для обеспечения надёжности пуска АВР электродвигателей взаиморезервируемых механизмов;

в целях ускорения АВР и АПВ;

для предупреждения несинхронного включения отключенных двигателей, если токи включения превышают допустимые значения;

для ограничения или ликвидации подпитки места КЗ в питающей сети.

Защита реализована на устройстве SEPAM 1000+ типа В21.

Защита минимального напряжения является общей для всех электродвигателей секции и устанавливается в релейном отсеке КРУ трансформатора напряжения. Защита имеет две ступени по напряжению и выдержкам времени.

5.3.6 Первая ступень защиты минимального напряжения Выдержку времени защиты минимального напряжения, предназначенной для облегчения условий пуска электродвигателей ответственных механизмов и предотвращения несинхронного включения синхронных электродвигателей на сеть, выбирается на ступень больше времени действия быстродействующих защит от многофазных КЗ, т. е. уставки срабатывания этой ступени выбираются по формулам

;(5.11)

5.3.6.1 Вторая ступень защиты минимального напряжения Уставки срабатывания второй ступени выбираются по выражениям

;(5.12)

Список электродвигателей, отключаемых от первой и второй ступеней защиты минимального напряжения, должен быть утверждён главным инженером предприятия.

5.3.6.2 Защита минимальной частоты Уставку по частоте отстраивают от минимального возможного значения частоты в сети.

;(5.13)

Двигатель насоса является ответственным, поэтому для него принимаем уставки срабатывания защиты минимального напряжения по формулам (5.12), т. е.

кВ;

с.

Для контроля исправности вторичных цепей трансформатора напряжения устанавливается фильтр-реле обратной последовательности, которое одновременно может использоваться для запрета действия чувствительной резервной защиты от трёхфазных КЗ на стороне 0,4 кВ рабочего и резервного трансформатора собственных нужд 6/0,4 кВ.

5.3.7 Защиту от тепловой перегрузки Функция используется для защиты двигателей от перегрузок и основана на измерении потребляемого тока. Защита даёт команду на отключение, когда подъём температуры Е, вычисленный по измерению эквивалентного тока Ieq, превысит уставку Es. Время отключения устанавливается с помошью постоянной времени Т. При расчёте недостаточно данных по защищаемому электродвигателю, его технологической принадлежности, условий эксплуатации. Поэтому приведены примеры параметрирования защиты от тепловой перегрузки.

5.3.7.1 Пример 1.

Известны следующие данные:

Постоянная времени нагрева и охлаждения

— Т1=25 мин

— Т2=70 мин Максимальный ток в постоянном режиме: Iмакс./Ib=1.05

5.3.7.2 Выбор уставки отключения Es2

Es2=(Iмакс./Ib)2=110%

Примечание: Если двигатель потребляет ток 1.05 Ib в постоянном режиме, то нагрев рассчитанный защитой от тепловой перегрузки, будет 110%.

5.7.3.2 Выбор уставки сигнализации Es1

Es1=90%(I/ I b=0.95)

К обратной последовательности: 4.5 (типовое значение).

Другие параметры защиты от тепловой перегрузки устанавливать нет необходимости. Они будут приняты в расчёт по умолчанию.

5.3.7.3 Пример 2.

Известны следующие данные:

— Тепловые характеристики двигателя в виде кривых нагрева и охлаждения (см. сплошные кривые на рис. 5.3);

— Постоянная времени охлаждения Т2;

— Максимальный ток в постоянном режиме: Iмакс./Ib=1.05.

5.3.7.4 Выбор уставки сигнализации Es2

Es2=(Iмакс./Ib)2=110%

5.3.7.5 Выбор уставки сигнализации Es1

Es1=90%(Ib=0.95)

Кривые нагрева и охлаждения, приводимые производителем, могут использованы для определения постоянной времени нагрева Т1.

Рисунок 5.3. Тепловые характеристики двигателя и кривые отключения защитой от тепловой перегрузки Для перегрузки, кратной 2*Ib, величина t/T1=0.0339.

Для того, чтобы Sepam выполнил аварийное отключение в точке 1 (t=70c), Т1 составляет 2065 с = 34 мин.

С уставкой Т1=34 мин получим время отключения из холодного состояния (точка 2). В этом случае оно равно t/T1=0.3216, следовательно t=665, т. е. примерно 11 мин. Это значение совместимо с тепловой характеристикой холодного двигателя.

Другие параметры защиты от тепловой перегрузки устанавливать нет необходимости. Они будут приняты в расчёт по умолчанию.

5.3.8 Затянутый пуск, блокировка ротора Данная защита трёхфазная. Она состоит их 3 частей:

Затянутое время пуска Блокировка ротора Блокировка пуска

5.4 Защита трансформатора ТП-5

Для понижающих трансформаторов с высшим напряжением 6 кВ и номинальной мощностью 1000 кВА устанавливаются следующие виды защит токовая отсечка без выдержки времени;

максимальная токовая защита трансформатора;

защита от замыкания на землю;

тепловая защита;

газовая защита.

5.4.1 Выбор комплектного устройства защиты релейную защиту реализуем с использованием цифрового реле SEPAM 1000+ типа Т20 которая предусматривает:

МТЗ (ANSI 50/51).

Защиту от замыканий на землю (ANSI 50N/51N).

Защиту от фазного небаланса с действием на отключение (ANSI 46).

Защиту от тепловой перегрузки (ANSI 49 RMS).

Внешнее отключение от ЗДЗ в отсеке ввода-вывода (уточняется при конкретном проектировании).

Внешнее отключение от газовой защиты с действием на отключение либо на сигнал (для трансформаторов мощностью более 1000 кВА);

Внешнее отключение при неисправности КТП (для линии 6(10)кВ к КТП).

5.4.2 Токовая отсечка На трансформаторах мощностью менее 6,3 МВт в качестве быстродействующей защиты от междуфазных КЗ в питающей кабельной линии, в части обмотки и на выводах высокого напряжения (ВН) трансформатора применяется токовая отсечка (ТО) без выдержки времени, реализуемая на блоке защиты, установленного со стороны питания.

5.4.2.1 Первичный ток срабатывания Ток срабатывания отсечки по условию селективности выбирают по выражению

(5.14)

где — коэффициент отстройки ;

— максимальное значение периодической составляющей тока КЗ на шинах НН, приведенного к стороне ВН.

А;

А.

Уставки в реле SEPAM-1000+ серии 20 выставляются в первичных токах.

Б

5.4.2.2 Вторичный ток срабатывания

(5.15)

где — коэффициент трансформации ТТ. Трансформатор тока типа ТЛМ-10,.

А.

5.4.2.3 Оценка чувствительности Чувствительность токовой отсечки проверяют при двухфазном КЗ на вывода ВН защищаемого трансформатора. Минимальный коэффициент чувствительности можно определить по выражению

(5.16)

где — ток двухфазного КЗ на выводах ВН трансформатора в минимальном режиме энергосистемы

А;

поскольку, то защита удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Защита срабатывает на отключение трансформатора без выдержки времени.

5.4.3 Максимальная токовая защита МТЗ применяется от сверхтоков обусловленных перегрузкой, устанавливается на трансформаторах мощностью от 400 кВА и выше, у которых возможна перегрузка после срабатывания устройства АВР, и действует на сигнал или на автоматическую разгрузку (отключение части отходящих линий 0,4 кВ). Так же выполняет функции ближнего и дальнего резервирования при междуфазных КЗ

5.4.3.1 Выбор тока срабатывания Ток срабатывания отстраивается от максимального тока нагрузки с учётом самозапуска двигателей, подключенным к шинам НН

(5.17)

гдекоэффициент отстройки,

ксп — коэффициент самозапуска электродвигателей нагрузки трансформатора;

квкоэффициент возврата, для цифровых реле SEPAM-1000+ серии 20

; - максимальный рабочий ток трансформатора А.

Для линий 6−10 кВ промышленных предприятий при отсутствии в составе нагрузки высоковольтных двигателей и явно выраженных потребителей 0,4 кВ, асинхронных электродвигателей, можно воспользоваться ориентировочным методом определения ксп, основанного на допущении о том, что двигатели перед началом самозапуска заторможены

;(5.18)

где — максимальный ток трехфазного КЗ в конце рассматриваемой линии, текущий от питающей системы при наименьшем её сопротивлении, ;

— максимальный рабочий ток линии в рассматриваемом режиме.

Обеспечение несрабатывания релейной защиты при включении дополнительной нагрузки действием устройств АВР на подстанциях получающих питание по защищаемой линии по выражению

;(5.19)

где kотс — поправочный коэффициент, учитывающий, увеличение тока через трансформатор Т1, при подключении к нему вследствие срабатывания АВР заторможенных двигателей, нормально запитанных от трансформатора Т2.

При отсутствии информации о ксп и ток срабатывания рассчитывается на основании следующей зависимости

;(5.20)

где — номинальный ток трансформатора, I т.ном. = 92 А.

А

Уставки в реле SEPAM-1000+ серии Т20 выставляются в первичных токах, А

5.4.3.2 Вторичный ток срабатывания

А.

5.4.3.3 Выбор времени срабатывания Время срабатывания максимальной токовой защиты выбирается исходя из следующих условий для обеспечения термической стойкости трансформатора время срабатывания не должно превышать допустимых значений для обеспечения селективности время срабатывания максимальной токовой защиты согласуется с выдержками времени аналогичных ступеней защит смежных объектов.

В случае применения защит с независимыми характеристиками

где — время срабатывания предыдущей защиты (время срабатывания расцепителя автоматического выключателя ВА55−41 на стороне 0,4 кВ).

с;

— ступень селективности, принимаем с.

с.

5.4.3.4 Оценка чувствительности.

Коэффициент чувствительности для ближнего резервирования

(5.21)

где — ток минимального двухфазного КЗ на выводах НН

А;

Поскольку 1,5, то защита удовлетворяет требованиям ПУЭ, для ближнего резервирования.

Коэффициент чувствительности для дальнего резервирования

(5.22)

где — ток минимального двухфазного КЗ на выводах в конце зоны дальнего резервирования, Согласно ПУЭ, следовательно МТЗ отвечает требованиям чувствительности для дальнего резервирования.

Коэффициент чувствительности к однофазным КЗ При достаточной чувствительности к однофазным КЗ отпадает необходимость в использовании специальной токовой защиты нулевой последовательности.

(5.23)

При однофазном КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора со схемой соединения, ток, поскольку у этих трансформаторов. Следовательно А.

Согласно ПУЭ, следовательно МТЗ отвечает требованиям чувствительности к однофазным замыканиям.

Коэффициент чувствительности для дальнего резервирования

(5.24)

где — ток минимального однофазного КЗ на выводах в конце зоны дальнего резервирования, А

5.4.4 Защита от замыкания на землю в кабеле питания ТП-5

Ток срабатывания защиты определяем из условия отстройки от емкостного тока кабеля (собственный емкостной ток трансформатора не учитываем) по формуле:

(5.19)

где = 1,25 — коэффициент отстройки, — коэффициент броска, учитывающий бросок собственного емкостного тока защищаемого присоединения при внешних замыканиях на землю, =2, — собственный емкостной ток присоединения.

Собственный емкостной ток кабеля определяем по формуле

;(5.25)

Для кабеля питающего трансформатор =1; =0.07 км; =1,45А/км, тогда собственный емкостной ток кабеля:

А, Расчетный ток срабатывания защиты:

А.

Принимаем ток срабатывания защиты от замыкания на землю =0,254 А, что является током уставки. Ток нулевой последовательности для используемой схемы включения трансформаторов тока в две фазы не может быть вычислен по фазному току, поэтому необходимо использовать трансформатор тока нулевой последовательности. Воспользуемся стандартной схемой с использованием тора нулевой последовательности фирмы SCHNEIDER ELECTRIC CSH 120 или CSH 200, где цифра указывает внутренний диаметр тора. Принимаем к установке тор нулевой последовательности CSH 120. За счет постоянного коэффициента трансформации, использование данного тора значительно повышает эффективность работы защиты. Номинальный ток тора нулевой последовательности =2 А. Защита срабатывает без выдержки времени и действует на сигнал.

5.4.5 Тепловая перегрузка

5.4.5.1 Постоянная времени нагрева и охлаждения Постоянная нагрева определяет время срабатывания защиты, которое рассчитывается самой защитой. Постоянные времени могут быть заданы заводом-изготовителем явно или в виде кривых нагрева или охлаждения.

5.4.5.2 Максимальный ток в постоянном режиме

— максимальный рабочий ток трансформатора.

— базовый ток соответствующий номинальной нагрузке трансформатора, регулируется от 0,4 до 1,3

5.4.5.3 Выбор уставки сигнализации

5.4.5.4 Выбор уставки отключения

5.4.6 Реализация логической селективности

Sepam 1000+ обладает функцией логической селективности. Она используется: для получения полной селективности отключения, для значительного снижения времени отключения выключателей, расположенных ближе всего к источнику питания (устраняются недостатки классической временной селективности).

Логическая селективность используется с защитами МТЗ (при различных зависимостях выдержки времени), а так же с защитой от замыканий на землю.

При использовании логической селективности выдержки времени устанавливаются относительно защищаемого элемента без учета ступеней селективности.

Когда короткое замыкание происходит в радиальной сети, ток КЗ протекает по цепи между точкой замыкания и источником питания при этом:

активизируются защиты, установленные выше точки замыкания, защиты, установленные после точки замыкания, не активизируются, только первая защита, установленная ближе к точке замыкания, должна выполнить отключение.

Каждый SEPAM способен передавать и получать команду логического блокировки, кроме SEPAM двигателя и конденсатора, которые могут только передавать команду логической блокировки.

Например, для отходящей линии 6(10)кВ: при КЗ срабатывает защита линии (МТЗ), которая без выдержки времени передает команду логической блокировки (логический выход О3) на вышестоящую защиту (МТЗ ввода 6(10)кВ или СВ 6(10)кВ) и с заданной выдержкой времени отключает собственный выключатель. При этом, не более, чем через 200 мс логическая блокировка вышестоящей защиты (МТЗ ввода или СВ) автоматически снимается.

Такая система позволяет минимизировать продолжительность повреждения, оптимизировать селективность и гарантировать безопасность в нестандартных ситуациях (повреждение выключателей, и пр.).

Логическая селективность, в применении к линии: уменьшится время срабатывания МТЗ, tсз = tсз смеж=0,5 с — отстраивается от времени срабатывания смежной максимальной токовой защиты ввода.

5.4.7 Дуговая защита В настоящее время широкое применение получили распредустройства 6 -10 кВ, выполненные в заводских условиях как со стационарной установкой коммутационных аппаратов (ячейки КСО), так и с выкатной установкой аппаратов (КРУ, КРУН). Применение ячеек КСО и КРУ (Н) обеспечивает быстроту монтажа новых и реконструируемых распредустройств, простоту расширения действующих РУ, возможность оперативной замены вышедших из строя (поврежденных) элементов ячейки. Вместе с тем с развитием сетей, увеличением мощностей питающих трансформаторов возрастают токи короткого замыкания на шинах 6 -10 кВ. В настоящее время наиболее часто применяющиеся ячейки имеют в своем составе выключатели на 20 и даже 31,5 кА максимального тока. При этом возникают проблемы термической стойкости ячеек из-за возможного прожигания железа (повышение же термической стойкости в 1,5 раза потребует увеличения толщины железа в 2 раза), локализационной стойкости из-за механических деформаций, вызванных избыточным давлением, создаваемым продуктами горения дуги. Некоторые исследователи предполагают, что при интенсивном горении дуги и выделении большого количества водорода в камерах образуется гремучая смесь Н2О2, которая может привести к взрыву в соседних, неповрежденных ячейках.

Учитывая все это, в п. 5.4.19 новой, 15-й редакции Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ директивно предлагается установка дуговой защиты в КРУ.

Дуговая защита выполняется во всех шкафах РП-10 6 кВ с целью снижения объема повреждения при КЗ с открытой электрической дугой внутри ячейки.

Примем к установке дуговую защиту «Овод — М» на основе промышленных микроконтроллеров, выпускаемую ЗАО «ПРОЭЛ», Санкт-Петербург и являющуюся модернизированной версией хорошо зарекомендовавшей себя защиты «Овод». Устройство состоит из блока мониторинга и волоконно-оптических датчиков (ВОД) и применяется для защиты отсеков КРУ и КРУН высоковольтных электрических подстанций.

Живучесть ячейки обеспечивается тем, что время срабатывания ОДЗ не более 8 мс при минимальном токе дуги 160 А. Повреждения при таком быстродействии — как механические, так и прожиг — столь малы, что возникла проблема определения места повреждения в ячейке. ОДЗ, разработанная фирмой «ПРОЭЛ» (С.-Петербург), имеет постоянный внутренний контроль исправности волоконных линий связи и оптических датчиков с частотой 1 кГц. Применение радиальной схемы построения ОДЗ и специальной конструкции оптической линзы позволяет при необходимости определить с точностью до отсека ячейки место возникновения дуги. Это является отличительным качеством по сравнению с аналогом фирмы АВВ, не говоря уже о стоимостных показателях. Комплект ОДЗ может обеспечить до 20 присоединений на подстанции и 2 систем шин (шинных мостов). ОДЗ имеет 3 группы датчиков, действующих на отключение вышестоящего выключателя. При рассмотрении направления действия ОДЗ принято, что при дуговом замыкании в ячейках отходящих фидеров независимо от места дуги отключаются вводной и секционный выключатели (как источники). При коротком замыкании в ячейке СВ и на шинном мосту отключается вводной выключатель, а при коротком замыкании в ячейке ввода ОДЗ действует на отключение выключателя трансформатора с высокой стороны. При этом действуют запреты на АВР СВ и АПВ трансформатора. Включение ячеек после срабатывания дуговой защиты возможно только после осмотра и выявления места дуги. В этом случае радиальное построение и возможность определения места дуги по индикации электронного блока ОДЗ обеспечивают выполнение операции выявления повреждения в максимально короткие сроки и с минимумом усилий, что повышает не только живучесть ячеек, но и сокращает длительность перерыва снабжения потребителя. Динамические повреждения в ячейках (разрушение опорных изоляторов, деформация ошиновки) также значительно меньше, чем без использования ОДЗ. Это позволяет выбирать сечение ошиновки из условий нагрузки, принимая за время tкз время ОДЗ со времени отключения вакуумного выключателя, т. е. tрасч. = 0,008″ + tоткл в.в.

ОДЗ надежно не срабатывает при попадании прямых лучей солнечного света или при зажигании ламп накаливания мощностью 60 Вт на расстоянии далее 10 мм. Пуск дуговой защиты может разрешаться (блокироваться) посторонними факторами (током, напряжением и т. д.), для чего используется «сухой» контакт блокирующего элемента. Оптоволоконная дуговая защита в отличие от своих аналогов (КДЗ, ФДЗ, оптической защиты фирмы ABB), сохраняет работоспособность при потере напряжения питания в течение 0,5 сут. Защита имеет сертификат соответствия Госстандарта России. В настоящее время в эксплуатации находятся ОДЗ на 16 секциях предприятий Сургута и Тюмени.

Основные технические характеристики предлагаемой защиты представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 Основные технические данные дуговой защиты «Овод — М»

Функциональные и эксплуатационные возможности:

абсолютная невосприимчивость ВОД к электромагнитным помехам;

увеличенное число ВОД;

наличие встроенной проверки функционирования ВОД и всего устройства при проведении пуско-наладочных работ;

непрерывный самоконтроль исправной работы всего устройства вплоть до цепей формирования сигналов отключения;

наличие функции резервного отключения вышестоящего выключателя при отказе выключателя ввода;

формирование сигналов запрета АПВ и АВР;

формирование логики работы устройства по требованию заказчика или проектной организации;

защита от ложных срабатываний при засветке ВОД солнечными лучами и лампой накаливания;

наличие последовательного порта RS 232(485) для передачи во внешнюю цепь информации о текущем состоянии устройства;

возможность комплектования устройства волоконно-оптическими трансформаторами тока;

минимум затрат при быстром и простом монтаже устройства без внесения изменений в конструкцию КРУ (КРУН).

6. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

6.1 Охрана окружающей среды при производстве ферросплавов Производства ферросплавов являются одним из основных источников загрязнения атмосферы. Выбросы вредных веществ отдельными промышленными предприятиями зависят от объема производства, структуры предприятия, оснащенности газоочистным оборудованием, технологических особенностей и других обстоятельств. Технологический прогресс в производстве ферросплавов немыслим без решения защиты окружающей среды от загрязнений. Новые технологические процессы производства металла, агрегаты, оборудование могут считаться прогрессивными, эффективными только в том случае, если наряду с увеличением выпуска продукции, повышением его качества и других технико-экономических показателей достигается сокращение выбросов во внешнюю среду. Одним из путей снижения материалоемкости производства продукции, увеличения его экологичности является повышение использования вторичных материальных и энергетических ресурсов, которые неизбежно образуются как в сфере материального производства, так и в сфере потребления. Опыт показывает, что использование многих видов отходов производства экономически выгодно и технически осуществимо. Одной из причин неудовлетворительного использования вторичных ресурсов производства является отсутствие соответствующих разработок и объектов по утилизации этих отходов.

Возможно применении малоотходной схемы производства ферросплавов для ее внедрения в условиях в ферросплавных цехов, рассмотрение проблем сокращения вредных выбросов и снижения образования отходов данного производства, снижение энергозатрат и экономии природных ресурсов за счет вовлечения собственных вторичных ресурсов в производственный цикл.

В процессе производства ферросплавов происходит выброс в окружающую среду вредных веществ с отработанными газами, сточными водами. Эти выделения, загрязняя атмосферу, отрицательно влияют на изоляцию и голые токоведущие части. Согласно классификации предприятий и производств чёрной металлургии (табл. 2.127 [4]) производство ферросплавов относится ко II категории по степени загрязнения атмосферы при годовом расчетном объёме выпускаемой продукции менее 5000 т. При более высоком объёме выпускаемой продукции увеличивается вредное воздействие и соответственно повышается категория степени загрязнения окружающей среды.

Для уменьшения вредного воздействия необходимо применение мощных фильтров современных газоочистных сооружений, которые способны практически полностью улавливать вредные выбросы от производства ферросплавов.

В настоящее время освоен добрый десяток современных природоохранных объектов: замкнутый цикл водоснабжения и переработка текущих шлаков которые позволяют не загрязнять рек, каталитический дожёг бенз (а)пирена очищает над заводом воздух и так далее.

6.2 Техника безопасности

6.2.1 Общие положения Работы по монтажу, техническому обслуживанию и ремонту электрооборудования необходимо выполнять в строгом соответствии с «Правилами эксплуатации электроустановок потребителей» и «Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок» .

К выполнению работ в электроустановках допускаются работники, имеющие профессиональную подготовку, соответствующую характеру работы, прошедшие в установленные сроки медицинское освидетельствование, знающие правила и инструкции по технике безопасности, прошедшие обучение безопасным методам работы и проверку знаний с присвоением определённой квалификационной группы. Весь производственный персонал электрохозяйств структурных подразделений предприятия должен быть обучен практическим приёмам освобождения человека, попавшего под действие электрического тока, и оказания ему первой помощи, а также приёмам оказания первой помощи пострадавшему при других несчастных случаях.

Безопасность проведения работ обеспечивается организационными и техническими мероприятиями.

Организационными мероприятиями являются:

— оформление работ нарядом, распоряжением или перечнем работ, выполняемых в процессе текущей эксплуатации;

— допуск к работе;

— надзор во время работы;

— оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы.

Ответственными за безопасное ведение работ являются:

— выдающий наряд, отдающий распоряжение, утверждающий перечень работ выполняемых в порядке текущей эксплуатации. Право выдачи нарядов и распоряжений предоставляется работникам из числа административно-технического персонала организации, имеющим группу V — в электроустановках напряжением выше 1000 В и группу IV — в электроустановках до 1000 В;

— ответственный руководитель работ — назначается, как правило, при работах в электроустановках напряжением выше 1000 В. В электроустановках до 1000 В ответственный руководитель может не назначаться;

— допускающий. Допускающие должны назначаться из числа оперативного персонала. В электроустановках напряжением выше 1000 В допускающий должен иметь группу IV, а в электроустановках до 1000 В — группу III;

— производитель работ. Должен иметь группу IV в электроустановках напряжением выше 1000 В, а в электроустановках до 1000 В — группу III, кроме работ в подземных сооружениях, где возможно появление вредных газов, работ под напряжением, работ по перетяжке проводов ВЛ напряжением до 1000 В, подвешенных на опорах ВЛ напряжением выше 1000 В, при выполнении которых производитель работ должен иметь группу IV;

— наблюдающий. Наблюдающим может назначаться работник имеющий группу III;

— член бригады. Каждый член бригады должен выполнять требования правил по охране труда и инструктивные указания, полученные при допуске к работе и во время работы.

При проведении работ по монтажу, наладке, ремонту сторонними организациями должны быть разработаны совместные мероприятия по безопасности труда, производственной санитарии, пожаробезопасности, учитывая взаимодействие строительно-монтажного, наладочного, ремонтного и эксплуатационного персонала.

Организация, в электроустановках которой производятся работы командированным персоналом, несёт ответственность за выполнение предусмотренных мер безопасности, обеспечивающих защиту работников от поражения электрическим током и допуск к работам.

Подготовка рабочего места и допуск командированного персонала к работам производятся в соответствии с «Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок» и осуществляются во всех случаях работниками организации, в электроустановках которой производятся работы.

Техническими мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ со снятием напряжения, являются следующие мероприятия, выполняемые при подготовке рабочего места:

— производство необходимых отключений и принятие мер, препятствующих подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

— на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

— проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

— наложение заземления;

— должны быть вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

В электроустановках напряжением до 1000 В при работе под напряжением необходимо:

— оградить расположенные вблизи рабочего места другие токоведущие части, находящиеся под напряжением, к которым возможно случайное прикосновение;

— работать в диэлектрических галошах или стоя на изолирующей подставке либо на резиновом диэлектрическом ковре;

— применять инструмент с изолирующими рукоятками (у отверток, кроме того, должен быть изолирован стержень), пользоваться диэлектрическими перчатками.

Не допускается работать с короткими или засученными рукавами, а также использовать ножовки, напильники, металлические метры и т. п.

Не допускается в электроустановках работать в согнутом положении, если при выпрямлении, расстояние до токоведущих частей будет менее допустимого.

Не допускается при работе около не ограждённых токоведущих частей располагаться так, чтобы эти части находились сзади работника или с двух боковых сторон.

Техника безопасности при монтаже и обслуживании электродвигателей При монтаже и обслуживании электродвигателей требуется соблюдать следующие правила:

— если работа на электродвигателе или приводимом им в движение механизме связана с прикосновением к токоведущим и вращающимся частям, электродвигатель должен быть отключен и приняты меры по предотвращению его ошибочного включения;

— при работе на электродвигателе допускается установка заземления на любом участке кабельной линии, соединяющей электродвигатель с секцией РУ, щитом, сборкой. В тех случаях, когда сечение жил кабеля не позволяет применять переносные заземления, у электродвигателей напряжением до 1000 В допускается заземлять кабельную линию медным проводником сечением не менее сечения жилы кабеля, либо соединять между собой жилы кабеля и изолировать их. Такое заземление или соединение жил кабеля должно учитываться в оперативной документации наравне с переносным заземлением;

— перед допуском к работам на электродвигателях, способных к вращению за счёт соединённых с ними механизмов должны быть приняты меры по затормаживанию роторов электродвигателей или расцеплению соединительных муфт;

— на однотипных или близких по габариту электродвигателях установленных рядом с двигателем, на котором предстоит выполнять работу, должны быть вывешены плакаты «Стой! Напряжение» независимо от того находятся они в работе или остановлены;

— при необходимости проведения погрузочно-разгрузочных работ для транспортировки электродвигателей разрешается использовать только специально предназначенные рым-болты; перед подъёмом необходимо обязательно проверить их крепление в корпусе электродвигателя. Применяемые при работе грузозахватные приспособления (стропы, крюки, тара) должны соответствовать нагрузке.

Порядок включения электродвигателя для опробования должен быть следующим:

— производитель работ удаляет бригаду с места работы, оформляет окончание работы и сдаёт наряд оперативному персоналу;

— оперативный персонал снимает установленные заземления, плакаты, выполняет сборку схемы.

— после опробования при необходимости продолжения работы на электродвигателе оперативный персонал вновь подготавливает рабочее место, и бригада по наряду повторно допускается к работе на электродвигателе.

Техника безопасности при установке силовых трансформаторов Данные требования распространяются на стационарную установку в помещениях и на открытом воздухе силовых и регулировочных трансформаторов (автотрансформаторов) и с высшим напряжением 3 кВ и выше и не распространяются на электроустановки специального назначения.

Установка вспомогательного оборудования трансформаторов (электродвигателей системы охлаждения, контрольно-измерительной аппаратуры, устройств управления) должна отвечать требованиям соответствующих глав ПУЭ.

Для установки на открытом воздухе в макроклиматических районах с холодным климатом должны применяться трансформаторы специального исполнения (ХЛ).

Выбор параметров трансформаторов должен производиться в соответствии с режимами их работы. При этом должны быть учтены как длительные нагрузочные режимы, так и кратковременные и толчковые нагрузки, а также возможные в эксплуатации длительные перегрузки. Это требование относится ко всем обмоткам многообмоточных трансформаторов.

Трансформаторы должны быть установлены так, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для наблюдения за уровнем масла в маслоуказателях без снятия напряжения.

Для наблюдения за уровнем масла в маслоуказателях должно быть предусмотрено освещение маслоуказателей в темное время суток, если общее освещение недостаточно.

К газовым реле трансформаторов должен быть обеспечен безопасный доступ для наблюдения и отбора проб газа без снятия напряжения. Для этого трансформаторы, имеющие высоту от уровня головки рельса до крышки бака 3 м и более, должны снабжаться стационарной лестницей.

На крышках и баках трансформаторов допускается установка вентильных разрядников не выше 35 кВ, соответствующих требованиям действующего ГОСТ для разрядников, устанавливаемых на крышке трансформатора.

Для трансформаторов, имеющих катки, в фундаментах должны быть предусмотрены направляющие. Для закрепления трансформатора на направляющих должны быть предусмотрены упоры, устанавливаемые с обеих сторон трансформатора.

Трансформаторы массой до 2 тонн, не снабженные катками, допускается устанавливать непосредственно на фундаменте.

На фундаментах трансформаторов должны быть предусмотрены места для установки домкратов, применяемых для создания уклона трансформатора.

Уклон масляного трансформатора, необходимый для обеспечения поступления газа к газовому реле, должен создаваться путем установки подкладок под катки.

При установке расширителя на отдельной конструкции она должна располагаться так, чтобы не препятствовать выкатке трансформатора с фундамента.

В этом случае газовое реле должно располагаться вблизи трансформатора в пределах удобного и безопасного обслуживания со стационарной лестницы. Для установки расширителя может быть использован портал ячейки трансформатора.

Трансформаторы должны устанавливаться так, чтобы отверстие выхлопной трубы не было направлено на близко установленное оборудование. Для выполнения этого требования допускается установка заградительного щита против отверстия трубы.

Вдоль путей перекатки, а также у фундаментов трансформаторов массой более 20 т должны быть предусмотрены анкеры, позволяющие закреплять за них лебедки, направляющие блоки, полиспасты, используемые при перекатке трансформаторов в обоих направлениях на собственных катках. В местах изменения направления движения должны быть предусмотрены площадки для установки домкратов.

Расстояние в свету между открыто установленными трансформаторами должно быть не менее 1,25 м.

Указанное расстояние принимается до наиболее выступающих частей трансформаторов, расположенных на высоте менее 1,9 м от поверхности земли.

При единичной мощности открыто установленных трансформаторов 110 кВ и выше (как трехфазных, так и однофазных) 63 МВ· А и более между ними или между ними и трансформаторами любой мощности (включая регулировочные, собственных нужд и др.) должны быть установлены разделительные перегородки, если расстояние в свету между трансформаторами принято менее 15 м для свободно стоящих трансформаторов и менее 25 м для трансформаторов, установленных вдоль наружных стен зданий электростанций на расстоянии от стен менее 40 м.

Разделительные перегородки должны иметь предел огнестойкости не менее 1,5 ч, ширину не менее ширины маслоприемника (гравийной подсыпки) и высоту не менее высоты вводов высшего напряжения. Перегородки должны устанавливаться за пределами маслоприемника. Расстояние в свету между трансформатором и перегородкой должно быть не менее 1,5 м.

Если трансформаторы собственных нужд или регулировочные установлены с силовым трансформатором, оборудованным автоматическим стационарным устройством пожаротушения, и присоединены в зоне действия защиты от внутренних повреждений силового трансформатора, то допускается вместо разделительной перегородки выполнять автоматическую стационарную установку пожаротушения трансформатора собственных нужд или регулировочного, объединенную с установкой пожаротушения силового трансформатора.

Каждый масляный трансформатор, размещаемый внутри помещений, следует устанавливать в отдельной камере, расположенной в первом этаже и изолированной от других помещений здания. Допускается установка масляных трансформаторов на втором этаже, а также ниже уровня пола первого этажа на 1 м в незатопляемых зонах при условии обеспечения возможности транспортирования трансформаторов и удаления масла в аварийных случаях в соответствии с требованиями, как для трансформаторов с массой масла более 600 кг.

В случаях необходимости установки трансформаторов внутри помещений выше второго этажа или ниже уровня пола первого этажа более чем на 1 м они должны быть с негорючим заполнением или сухими в зависимости от условий окружающей среды и технологии производства.

Допускается установка в одной общей камере двух масляных трансформаторов мощностью не более 1 МВ· А каждый, имеющих общее назначение, управление и защиту и рассматриваемых как один агрегат.

Сухие трансформаторы или имеющие негорючее заполнение могут устанавливаться в общей камере в количестве до 6 штук, если это не вызывает усложнения в эксплуатации при проведении ремонта.

Для трансформаторов, устанавливаемых внутри помещений, расстояния в свету от наиболее выступающих частей трансформаторов, расположенных на высоте менее 1,9 метра от пола, должны быть не менее:

а) до задней и боковых стен — 0,3 метра для трансформаторов мощностью до 0,4 МВ· А и 0,6 метра для трансформаторов большей мощности;

б) со стороны входа: до полотна двери или выступающих частей стены — 0,6 метра для трансформаторов мощностью до 0,4 МВ· А, 0,8 метра для трансформаторов более 0,4 до 1,6 МВ· А и 1 метр для трансформаторов мощностью более 1,6 МВ· А.

Пол камер масляных трансформаторов должен иметь уклон 2% в сторону маслоприемника.

Непосредственно за дверью камеры допускается устанавливать на высоте 1,2 м барьер (для осмотра трансформатора с порога, без захода в камеру).

В камерах трансформаторов могут устанавливаться относящиеся к ним разъединители, предохранители и выключатели нагрузки, разрядники и дугогасящие заземляющие реакторы, а также оборудование системы охлаждения.

Каждая камера масляных трансформаторов должна иметь отдельный выход наружу или в смежное помещение с несгораемым полом, стенами и перекрытием, не содержащее огнеопасных и взрывоопасных предметов, аппаратов и производств.

Расстояние по горизонтали от дверного проема трансформаторной камеры встроенной или пристроенной подстанции до проема ближайшего окна или двери помещения должно быть не менее 1 м. Выкатка трансформаторов мощностью более 0,1 МВ· А из камер во внутренние проезды шириной менее 5 м между зданиями не допускается. Это требование не распространяется на камеры, выходящие в проходы и проезды внутри производственных помещений. Вентиляционная система камер трансформаторов должна обеспечивать отвод выделяемой ими теплоты и не должна быть связана с другими вентиляционными системами. Стенки вентиляционных каналов и шахт должны быть выполнены из несгораемых материалов и должны иметь предел огнестойкости не менее 0,75 ч. Вентиляционные шахты и проемы должны быть расположены таким образом, чтобы в случае образования или попадания в них влаги она не могла стекать на трансформаторы, либо должны быть применены меры для защиты трансформатора от попадания влаги из шахты. Вентиляционные проемы должны быть закрыты сетками с размером ячейки 1×1 сантиметр и защищены от попадания через них дождя и снега. Вытяжные шахты камер трансформаторов, пристроенных к зданиям с несгораемыми стенами, но имеющим кровлю из сгораемого материала, должны быть отнесены от стен здания не менее чем на 5 м, или же конструкции кровли из сгораемого материала должны быть защищены парапетом из несгораемого материала высотой не менее 0,6 м. Вывод шахт выше кровли здания в этом случае не обязателен. Отверстия вытяжных шахт не должны располагаться против оконных проемов зданий. При устройстве выходных вентиляционных отверстий непосредственно в стене камеры они не должны располагаться под выступающими элементами кровли из сгораемого материала или под проемами в стене здания, к которому камера примыкает. Если над дверью или выходным вентиляционным отверстием камеры трансформатора имеется окно, то под окном следует устраивать козырек из несгораемого материала с вылетом не менее 0,7 м. Длина козырька должна быть больше ширины окна не менее чем на 0,8 м в каждую сторону.

7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

7.1 Расчёт сметной стоимости элементов электрических цепей

7.1.1 Воздушные линии Укрупнённые стоимостные показатели ВЛ напряжением 35−500 кВ учитывает все затраты по объектам производственного назначения при сооружении ВЛ в средних грунтах, спокойном рельефе трассы, расчетном напоре ветра до 6 Н/м2 и расположении в европейской части страны для соответствующих климатических районов по гололёду. Расчёт стоимости ВЛ 110 кВ произведён раньше (см. разд. 3.5).

Имеем ВЛ 110 кВ до ГПП-I АС — 2(3×150/24) на типовых ж.б. опорах Кл = 218,4 тыс. руб.

ВЛ 110 кВ до ГПП-II АС — 2(3×240/32) на типовых ж.б. опорах Кл = 92,16 тыс. руб.

7.1.2 Кабельные линии Укрупнённые стоимостные показатели кабельных линий учитывают стоимость кабеля и оборудования, строительных и монтажных работ. При расчете использованы данные табл. 3.8 расчетов и УПС табл. 10.4, 10.5.

Таблица 7.1

7.1.3 Подстанции Расчётные стоимости подстанций включают в себя стоимость основного и вспомогательного оборудования и строительно-монтажных работ. Стоимость ГПП была рассчитана ранее см. табл. 3.6. Имеем КГПП-I=376.3 тыс.; КГПП-II=510.3 тыс. руб.

Расчетная стоимость ЦТП и РП приведены в табл.7.2.

Таблица 7.2

7.1.4 Батареи конденсаторов Расчет стоимости комплектных конденсаторных установок, произведён с использованием данных по удельной стоимости ККУ, р/кВАр табл. 75, 76.

Таблица 7.3

Сумма капитальных затрат проектируемой сети приведена в табл. 7.4.

Таблица 7.4

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте был рассмотрен вопрос электроснабжения завода ферросплавов.

В проекте приводится расчёт токов короткого замыкания, расчёт релейной защиты трансформатора и синхронного электродвигателя, выбор и проверка аппаратов и проводников, расчет компенсации реактивной мощности. Так же рассмотрены вопросы по охране окружающей среды и технике безопасности.

Для оценки экономичности данного проекта приведено технико-экономическое сравнение вариантов питающих линий.

Список используемых источников

Электроснабжение промышленных предприятий. Методические указания к курсовому проектированию. Ю. Ф. Томилёв, Л. Г. Никулин, М. С. Селедков. Архангельск: РИО АЛТИ 1986.

Постников Н.П., Рубашев Г. М. Электроснабжение промышленных предприятий: Учеб. Для техникумов. — 2-е изд., перераб. и доп. — Л.: Стройиздат. Ленингр. отд-ние, 1989. — 352с.: ил.

Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т. Т. 1. Электроснабжение / Под общ. ред. А. А. Фёдорова. — М.: Энергоатомиздат Справочник по проектированию электроснабжения/Под ред. Ю. Г. Барыбина и др.- М.: Энергоатомиздат, 1990. — 576 с. — (Электроустановки промышленных предприятий/Под общ. ред. Ю. Н. Тищенко и др.)

Правила устройства электроустановок. 7-e изд., перераб. и доп. — М Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608с.: ил.

Федоров А. А., Старкова Л. Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных: Учеб. пособие для вузов. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 368 с.: ил.

Семчинов А. М. Токопроводы промышленных предприятий. Л.: Энергоиздат Рожкова Л. Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат Шабад М. А. Расчет релейной защиты и автоматики распределительных сетей. — 3-е изд., перераб. и доп. — Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние Справочник по электроснабжению промышленных предприятий: Проектирование и расчет/ А. С. Овчаренко, М. Л. Рабинович, В. И. Мозырский, Д. И. Розинский. — К.: Технiка, 1985. — 279 с., ил. Библиограф