Электроснабжение отделочной фабрики текстильного комбината

Андатпа Б? л дипломды? ж? мыста берілген тапсырма? а с? йкес «» та? ырыбы бойынша жоба жасалды.

Цехты? ж? не зауытты? электрлік ж? не жары? тандыру ж? ктемелеріне есептеу ж? мыстары ж? ргізілді. Электрмен жабды? тау с? лбасы жасалды, барлы? техникалы? жабды? тар тексеріп, олар? а та? дау ж? ргізілді.

Келесі тараулар орындалды: ?міртіршілік ?ауіпсіздігі, экономикалы? ж? не арнайы б? лімдер.

Аннотация В дипломной работе, согласно заданию, разработан проект на тему: «Электроснабжение отделочной фабрики текстильного комбината».

Был произведен расчёт электрических и осветительных нагрузок завода и цеха соответственно. Разработана схема электроснабжения, произведен выбор и проверка всего технического оборудования.

Выполнены разделы: безопасность жизнедеятельности, экономическая и специальные части.

1 Основная часть. Проектирование электроснабжения отделочной фабрики текстильного комбината

1.1 Технологический процесс производства Основными цехами текстильного комбината являются: корпус сновальный, корпус «медио», корпус «утка», крутильный корпус, прядильные корпуса, красильные корпуса, деревообрабатывающий цех, компрессорная.

Электроцех, ремонтно-механический цех, котельная, склады готовой продукции и вспомогательных материалов, ЦЗЛ относятся к вспомогательным цехам.

Исходным материалом является хлопок, который поставляется с Центрального Казахстана и стран Средней Азии. Хлопок поступает на склад вспомогательных материалов, откуда в свою очередь поставляется в корпус сновальный, где из хлопка вытягивают и скручивают нити. Далее в корпусах «медио» и «утка» скручивают нити разной прочности и толщины для производства ткани. Следующей стадией производства является окраска нитей в красильных корпусах и отправка их в прядильные корпуса. Далее готовые ткани отправляют в компрессорные, где продукция прессуется в рулонах и отвозится на склад готовой продукции.

Так же на территории комбината находятся:

Механический цех, предназначенный для ремонта оборудования всех цехов комбината.

Электроцех с электроремонтным отделением.

Деревообрабатывающий цех, где производят катушки для нитей.

Центральная заводская лаборатория, в которой производят анализы всего технологического процесса производства тканей и нитей.

Заводоуправление, где размещается дирекция, техническая, административно-финансовая, снабженческая и хозяйственная части.

1.2 Исходные данные на проектирование

1. Схема генерального плана завода (лист 1).

2. Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы неограниченной мощности, на которой установлены два трёхобмоточных трансформатора мощностью по 63 МВА, напряжением 115/37/6,3кВ. Мощность к.з. на стороне 115 кВ равна 1200 МВА. Трансформаторы работают раздельно.

3. Сведения об электрических нагрузках по цехам завода.

4. Расстояние до фабрики 6,6 км.

5. Завод работает в три смены.

Таблица 1.1 — Электрические нагрузки отделочной фабрики

1.3 Проектирование электроснабжения механического цеха

Таблица 1.2 — Электрические нагрузки в механическом цехе

1.3.1 Расчет электрических нагрузок механического цеха По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии.

Для приемников повторно-кратковременного режима (ПКР) работы номинальную мощность определяют по паспортной мощности приведением ее к длительному режиму работы (ПВ=100%) в соответствии с формулой:

где Р_пас, кВ;

— паспортная продолжительность включения в долях единицы;

t_п, t_в — соответственно время паузы и включения, с.

Для крана с ПВ _пас= 25%.:

Расчет выполняем методом упорядоченных диаграмм на примере плоско-шлифовального станка с Р_ном = 13,4 кВт:

Номера по цеху с 6−9.

Количество станков — 4.

Суммарная номинальная мощность станков:

Коэффициент использования из таблицы 12.1 (Л-7): К_и = 0,12

Коэффициент мощности tg = 1,16 и cos = 0,65 (т.12.1. Л-7)

Среднесменная максимальная мощность:

Эффективное число электроприемников:

Питание в цехе осуществляется от следующих пунктов:

ШРА-I, ШР1, ШР2

Эффективное число электроприемников для ШРА-I:

где Р _ном.max — наибольшая из мощностей i-го электроприемника, кВт.

Находим усредненный расчетный коэффициент использования:

По К _и и n _эф находим в таблице К _р =1,45 (т.7.1, Л-17)

Расчетная активная мощность:

Расчетную реактивную мощность про методу упорядоченных диаграмм принимают равной:

при n _эф 10: Q _р = 1,1Q _ср.м;

при n _эф > 10: Q _р = Q _ср.м;

Так как n _эф > 10, то Q_р = Q_ср.м= 44 кВар.

1.4 Расчет силовой и осветительных нагрузок фабрики Расчет осветительной нагрузки при определении нагрузки предприятия производим упрощенным методом по удельной плотности осветительной нагрузки на квадратный метр производственных площадей и коэффициенту спроса.

По этому методу расчетная осветительная нагрузка принимается равной средней мощности освещения за наиболее загруженную смену и определяется по формуле:

Р_po=К_coР_уо, кВт;

Q_po=tg?_оР_ро, квар, где К_co — коэффициент спроса по активной мощности осветительной нагрузки;

tg?_о — коэффициент реактивной мощности, определяется по cos ;

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

Р_уо=?_оF, кВт, где F — площадь производственного помещения, которая определяется по генеральному плану завода, в м²;

?_???удельная расчетная мощность в кВт на 1 м².

Для цеха № 1 (по генплану)

Р_р.о = Р_у.оК _с = _оFК _с = 0,01 960 0,6 = 5,76 кВт;

Q_р.о = tg?_оР_ро =0,55,76 = 2,88 кВт.

Все расчетные данные заносятся в таблицу 1.4 «Расчет осветительной нагрузки».

Расчет электрических нагрузок напряжением до 1 кВ по цехам фабрики производим также методом упорядоченных диаграмм упрощенным способом. Результаты расчета силовых и осветительных нагрузок по цехам сведены в таблицу 1.6 «Расчет силовой нагрузки отделочной фабрики текстильного комбината напряжением 0,4 кВ».

1.4.1 Картограмма электрических нагрузок фабрики

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

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

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

Площадь окружности в выбранном масштабе

P_см = р r² m;

r = v P_см / р m;

m = P_см / р r²,

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

Для изображения электрических нагрузок каждого цеха на картограмме в виде сектора круга необходимо определить угол сектора б = P_Р осв / P_см 360

Т, а б л и ц, а 1.5 — Картограмма электрических нагрузок

1.5 Выбор числа цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности на напряжение 0,4 кВ Правильное определение числа и мощности цеховых трансформаторов возможно только путем технико-экономических расчетов с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивных нагрузок на напряжении до 1кВ; перегрузочной способности трансформаторов в нормальном и аварийном режимах; шага стандартных мощностей; экономичных режимов работы трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

Данные для расчета:

Р_p0,4= 6297,2 кВт;

Q_p0,4= 4945,3 квар;

S_p0,4= 12 179,6 кВА.

Отделочная фабрика текстильного комбината относится ко 2 категории потребителей, завод работает в три смены, следовательно, коэффициент загрузки трансформаторов К_зтр=0,8.

При плотности нагрузки напряжением 380 В до 0,5 кВА/м² принимаем трансформатор мощностью S_нт=1600 кВА.

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

где Р_р 0,4 — суммарная расчетная активная нагрузка;

к_з — коэффициент загрузки трансформатора;

S_нт — принятая номинальная мощность трансформатора;

N — добавка до ближайшего целого числа Экономически целесообразное число трансформаторов определяется по формуле:

N_т.э = N_min + m,

где m — дополнительное число трансформаторов;

N_т.э — определяется удельными затратами на передачу реактивной мощности с учетом постоянных составляющих капитальных затрат З*_п/ст

З*_п/ст= 0,5; к_з = 0,8; N_min = 6; N = 0,761.

Тогда из справочника по кривым определяем m, для нашего случая m =1, значит N_т.э =5+1=6 трансформаторов.

По выбранному числу трансформаторов определяют наибольшую реактивную мощность Q₁, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть напряжением до 1 кВ, определяется по формуле:

Рисунок 1.1

Из условия баланса реактивной мощности на шинах 0,4 кВ определим величину Q_нбк1:

Q_{нбк 1}+Q₁=Q_р 0,4, отсюда

Q_{нбк 1}= Q_р 0,4 — Q₁=4945,3 — 4396,3 = 549 квар Дополнительная мощность Q_нбк2 НБК для данной группы трансформаторов определяется по формуле

Q_{нбк 2} =Q_р 0,4 — Q_{нбк 1} — ???N_{т э} ??S_нт?4945,3???549 — 0,5 ??6???6???403,7 квар где ???5? расчетный коэффициент;

??=???К1 ?К2, сх. питания ТП).

К1=14; К2=40 — для трансформаторов мощностью Sнт??6???кВА согласно /таблице 2.1., 2.2., 13/.

Так как Q_нбк2<0, то принимаю Q_нбк2=0, отсюда следует, что

Q_нбк=Q_{нбк 1}+Q_{нбк 2} = 549 + 0 = 549 квар.

Определим мощность одной батареи конденсаторов, приходящуюся на каждый трансформатор:

Выбираем конденсатор НБК типа УКБН-0,38−100−150У30.

На основании расчетов составляем таблица 1.7 — «Распределение нагрузок цехов по ТП».

1.6 Определение потерь в цеховых трансформаторах Выбираем трансформатор ТСЗ-1600/6

U_вн=6 кВ, U_нн=0,4 кВ, Р_хх =4,2 кВт, Р_кз=16 кВт, U_кз% =5,5, I_хх%=1,5, соединение обмоток /Y _о-11 (Л-5, Т.27.6)

Потери мощности в трансформаторах определяем по формулам

(7.1)

(7.2)

где (7.3)

(7.4)

Подставляем в формулы (7.1−7.4) каталожные данные:

(7.5)

1. ТП, ТП2

2. ТП3

3. Суммарные потери в трансформаторах:

1.7 Расчет нагрузки синхронных двигателей На отделочной фабрике установлены следующие СД 6 кВ:

Насосы СТД-630−23УХЛ4: Р_н=630 кВт, S_ном=595 кВА, =95,8%, I_п /I_н=5,66, М_макс /М _н = 2,08

Расчётная мощность СД:

Р _р.сд.=Р_номКз (кВт) Р_р.сд.=Р_номКз=6300,85=535,5 кВт.

Максимальная реактивная мощность СД (по условию устойчивой работы):

где

Р_ном — номинальная активная мощность двигателя;

К_п.р.м. — коэффициент перегрузки по реактивной мощности (определяется по справочным данным);

Кпд — коэффициент полезного действия.

Экономически целесообразно использовать:

(7.9)

где _м — коэффициент допустимой перегрузки СД, зависит от загрузки СД по активной мощности (по номограмме рис. 9.4 (Л-1) для cos _н=0,9 и К_сд=0,75; _м =0,53.

Суммарная располагаемая реактивная мощность:

Входная реактивная мощность Q _э по формуле 7.8:

Из формулы (7.7) баланса реактивной мощности находим реактивную мощность ВБК:

Следовательно, требуется установка ВБК.

Полученную реактивную мощность используем для компенсации на шинах ГПП.

Для этого выбираем конденсаторные батареи типа УК-6−1500−2ЛУ3,

где Q_н=1500 квар, n=2, Q_н=3000 квар.

При расчете нагрузок на шинах 6 кВ ГПП учитываем число присоединений, равное 21, и средневзвешенный коэффициент использования К_и=0,57. При этом коэффициент одновременности К_и=0,9.

Уточненный расчет электрических нагрузок по фабрике приведён в таблице 1.8.

1.9 Технико-экономический расчёт вариантов внешнего электроснабжения Питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы неограниченной мощности, на которой установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью по 63 МВА, напряжением 115/37/6,3 кВ. Мощность к.з. на стороне 115 кВ равна 1200 МВА. Трансформаторы работают раздельно. Расстояние от энергосистемы до завода 6,6 км.

Для технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения завода рассмотрим два варианта:

1. I вариант — ЛЭП 115 кВ;

2. II вариант — КЛ 35 кВ.

Вариант 1

Рисунок 1.2 — Первый вариант схемы электроснабжения.

Выбираем электрооборудование по первому варианту.

1. Выбираем трансформаторы ГПП:

Учитываем наличие потребителей I и II категории установкой от ГПП двух силовых трансформаторов.

Номинальная мощность трансформатора:

(8.1)

где n — количество трансформаторов на ГПП, шт;

К_з — коэффициент загрузки трансформатора;

S_р — расчетная мощность цементного завода, МВА;

где Q _э — выходная реактивная мощность от энергосистемы, кВт.

По формуле 8.1

Примем два трансформатора мощностью 10 000 кВА:

Проверим перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме:

Коэффициент загрузки трансформаторов:

Принимаю два трансформатора ТДН-10 000−115/6.

Паспортные данные: S_н = 10 МВА; U_ВН =115 кВ; U_НН=6,6 кВ;

P_хх = 18 кВт; P_кз = 58 кВт; U_кз = 10,5%; I_хх = 0,9%.

Определим потери мощности в трансформаторах ГПП:

?Р_тр гпп=2(?Р_хх +?Р_кзК_з²)=2?(18 + 580,6²)=77,76 кВт;

Определим потери электрической энергии в трансформаторах ГПП:

?W_т гпп=2 ?(?Р_хх Т_вкл+ ???Р_кз ?К),

где Т_вкл — число часов включения, для двухсменной работы Т_вкл = 5000 ч;

???число часов использования максимума потерь и зависит от числа часов использования максимума нагрузки.

где Т_М = 5000 ч — число часов использования максимума.

?W_т гпп=2?185 000+3410,9580,6²)=322 439,2 кВт? ч.

2. ЛЭП 110 кВ:

Определим мощность, проходящую по ЛЭП:

Определим сечение:

а) по экономической плотности тока (j_э):

j_эк=1,1 А/мм2 — плотность тока для воздушных линий;

принимаем стандартное ближайшее сечение F_э=25мм², I_доп= 80А б) по условию потерь на «корону»: для ВЛ 110 кВ минимальное сечение 70 мм², то принимается провод марки АС 70, I_доп=265 А.

в) на нагрев рабочим током: I_{доп .пров.}> I_р, (265 А > 25,5 А) г) по аварийному режиму: 1,3 I_{доп .пров.}> I_ав., (1,3 265 > 51 А) Окончательно принимаем провод марки АС-70, I доп=265 А Определим потери электрической энергии в ЛЭП 110 кВ:

?W_{лэп 110}=N3IR10^-3?=2325,5²3,0310^-33410??29,5×1000 кВт ч/год, где R=r₀L=0,466,6=3,03 Ом;

r₀=0,46 Ом/км — удельное активное сопротивление АС-70

Выбор коммутационной аппаратуры на напряжение U=110 кВ.

Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 1.3) и рассчитаем ток короткого замыкания.

S_б=1000 МВА; S_кз=1200 МВА; U_б=115 кВ.

Рисунок 1.3

х_с= S_б /S_кз= 1000/1200 = 0,8 о.е.

где Х_о=0,4 Ом/км (Л 4) стр146

i_уд1=К_уд

i_уд2=К_уд

Мощность короткого замыкания:

S_к-1=U_нI_к-1=1156,2=1200 МВА;

S_к-2=U_нI_к-2=1155,2=968 МВА.

После расчета токов КЗ произведем выбор:

1) Выключатели В1, В2

Выбираем выключатель МКП-110−630−20У1:

2) разъединители Р1, Р2

Выбираем разъединитель РНДЗ2-СК-110/1000У1:

3) Заземлители ЗОН 1, 2 ЗОН 110 М 1У1:

4) Выключатели В3, В4

Выбираем выключатель МКП-110−630−20У1:

5) разъединители Р3, Р4

Выбираем разъединители РНДЗ2-СК-110/1000У1:

6) Заземлители ЗОН 3−6 ЗОН 110 М 1У1:

7) ограничители перенапряжения

Выбираем ОПН-110ХЛ1 U_н=110 КВ; Iр=280 А Определим капитальные затраты на выбранное оборудование:

Капитальные затраты на сооружение подстанции определяются составом оборудования:

где К_i — расчётные стоимости распредустройств, трансформаторов и т. д.;

N_i — число единиц перечисленного оборудования;

К_пост — постоянная часть затрат по подстанции, малозависящая от мощности. Принимаю по табл. 28 (Л5);

А_р — коэффициент, учитывающий район сооружения. Принимаю 1 по табл 2 (Л5).

Затраты на трансформаторы ГПП:

К_тр.гпп=213,6=27,2 мил.тенге.

Затраты на ЛЭП-110 кВ:

К_ЛЭП-110=lК_лэп=6,63,4=22,4 мил.тенге.

Затраты на выключатели В1-В4:

К_В1-В4=475=3 мил.тенге.

Постоянная часть затрат:

К_пост=22 мил.тенге.

Суммарные затраты:

К_п/ст = (27,2+22,4+3+22)1 = 74,6 млн.тг.

Определение ежегодных издержек производства.

Суммарные издержки рассчитываются по формуле: И_I=И_а+И_пот+И_э, у.е.

Амортизационные отчисления И_а: И_а=Е_а^. К Для ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах Е_а=0,028

Для распредустройств и подстанций Е_а=0,063

Амортизационные отчисления на оборудование:

И_а.обор.=Е_а.оборК_обор.=Е_а.обор (К_тр+К_в+К_ввод)=0,63 150,98=9,51 тыс. у.е.

Амортизационные отчисления на ЛЭП:

И_а.лэп=Е_а.лэпК_лэп=0,2 889,1=2,49 тыс. у.е.

Издержки на эксплуатацию оборудования:

И_{экспл.обор.}=Е_{экспл.обор.} К_обор.=0,3 150,98=4,52 тыс. у.е.

Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

И_{экспл.лэп}=Е_{экспл.лэп}^. К_лэп=0,2 889,1=2,49 тыс. у.е.

Стоимость потерь электроэнергии Со=0,04 тг/кВт^. ч Издержки на потери электроэнергии:

И_пот=С_о(W_{тр. гпп}+W_ЛЭп-110)=0,04(226 580+21161)=9,9 тыс. у.е.

Суммарные издержки:

И_I= 9,51+2,49+4,52+2,49+9,9=28,91 тыс. у.е.

Приведенные затраты, являющиеся мерой стоимости, определяются по выражению:

З_I=Е^. К_I+И_I,

где Е=0,12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

З_I=0,12Ч240,08+28,91=57,71 тыс. у.е.

Вариант 2

Рисунок 1.4 — Второй вариант схемы электроснабжения.

Выбираем оборудование по второму варианту

1. Выбираем трансформаторы ГПП:

Принимаем два трансформатора мощностью 63 000 кВА.

Коэффициент загрузки Кз=0,6.

Паспортные данные: тип трансформатор ТДТН 63 000/110, S_н = 63 МВА; U_ВН =115 кВ; U_сн =38,5; U_НН=6,6 кВ; P_хх = 53 кВт; P_кз = 290 кВт; U_вн-сн = 10,5%; U_вн-нн = 18%; U_сн-нн = 7%; I_хх = 0,55%.

Найдем ₁ — коэффициент долевого участия проектируемого завода в мощности трансформаторов энергосистемы:

₁===0,1

Потери электрической энергии в трансформаторах ГПП:

?W_т гпп=2 ?(?Рхх Т_вкл+ ???Ркз ?К),

где Т_вкл — число часов включения, для трёхсменной работы Т_вкл = 5000 ч;

???число часов использования максимума потерь и зависит от числа часов использования максимума нагрузки.

где Т_М — число часов использования максимума, для отделочной фабрики Т_М = 5000 ч.

?W_т гпп=2?535 000+29034100,6²)=1 242 008 кВтч.

Долевым участием в потерях Р и Q в трансформаторах энергосистемы пренебрегаем.

2. Выбираем трансформаторы КПП:

Принимаем два трансформатора мощностью 10 000 кВА.

Коэффициент загрузки Кз=0,5.

Паспортные данные: тип трансформатора ТД-10 000−35/6; S_н=1000 МВА; U_ВН=35 кВ; U_НН=6 кВ; P_хх=9,4 кВт; P_кз=46,5 кВт; U_кз=7,5%; I_хх = 0,9%.

Потери мощности в трансформаторах ГПП:

?Ртр гпп=2 (?Рхх +?РкзК_з²)=2 (9,4 + 46,5 ?0,6²)=52,2 кВт;

Потери электрической энергии в трансформаторах КПП:

?W_т гпп=2 ?(?Рхх Т_вкл+ ???Ркз ?К),

где Т_вкл — число часов включения, для трёхсменной работы Т_вкл = 5000 ч;

???число часов использования максимума потерь и зависит от числа часов использования максимума нагрузки.

где Т_М — число часов использования максимума, для отделочной фабрики Т_М = 5000 ч.

?W_т гпп=2?9,45 000+46,534 100,6²)=208 166,8 кВт? ч.

3. Выбор кабельной линии 35 кВ Питание завода осуществляется кабельными линиями напряжением 35 кВ. Прокладываем две параллельные линии в траншее с расстоянием между ними 100 мм. Расчетные токи в нормальном и аварийном режимах:

Выбираем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее. Принимаем время ликвидации аварии максимальным (6ч), а коэффициент загрузки линий в нормальном режиме 0,6. В соответствии с табл. 3.3 допустимая перегрузка составляет 1,25. Коэффициент снижения токовой нагрузки К_с.н. принимаем по табл. 1.3. 26 равным 0,9.

Допустимый ток кабельных линий:

По табл. 416 принимаем сечение жил трехжильного кабеля равным 120 мм ² (I_доп=185 А). Кабель марки АВВБ с алюминиевыми жилами. Стоимость 1 км линии при прокладке 115 тыс. тенге/км. Укладываем по два кабеля и I _доп= 2I _доп= 370 А.

4. Выбор оборудования на U=35 кВ Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рисунок 1.5) и рассчитаем ток короткого замыкания.

S_б=1000 МВА; S_кз=1200 МВА; U_б=37 кВ.

х_с= S_б /S_кз= 1000/1200 = 0,8 о.е.

Определяем сопротивление силовых,

трёхобмоточных трансформаторов ГПП.

Рисунок 1.5

i_уд1=К_уд

i_уд2=К_уд

Мощность короткого замыкания:

S_к-1=UнI_к-1=376,2=396,86 МВА;

S_к-2=UнI_к-2=371,35=86,51 МВА.

Возвращаемся к определению термически стойкого сечения жил кабеля 35 кВ:

(8.4)

где t _n — приведенное время к.з., с;

С — термический коэффициент при нормальных условиях из табл. 2.46.

Выбранное сечение кабеля S = 120 мм ² удовлетворяет.

Потери напряжения в линии:

(8.5)

где — удельные сопротивления кабелей с учетом их удвоения в траншее, т. е., , Ом/км;

l — длина линии в км;

cos = 0,976, sin = 0,22.

Потери напряжения в аварийном режиме:

Коэффициент загрузки кабеля в нормальном режиме:

Потери мощности при действительной нагрузке:

Потери электроэнергии в линиях:

1) Выключатели В1, В2

Выключатели выбираем по аварийному току трансформаторов системы. Принимаем, что мощность по двум вторичным обмоткам трансформатора распределена по 50%, т. е 231,5=63 МВА.

Найдем ток, проходящий через выключатели В1и В2:

Iав_В1,В2== =984А Выбираем выключатели В1, В2 типа МКП-35−1000 У1

_2В1,В2===0,13;

2) Выключатель В3

Найдем ток, проходящий через выключатель В3: I_В3===492А Выбираем выключатель типа МКП-35−630

_3В3===0,1

3) Разъединитель Выбираем разъединители РЗ 1, РЗ2 типа РНДЗ-2−35/1000У1

4) Выключатели В4-В7

Выключатели выбираем по аварийному току завода: I_{ав.фабр}=132 А Выбираем выключатели типа МКП-35−630

5) Разъединители Выбираем разъединители типа РНДЗ-2−35/630У1

6) Заземлители ЗР 35У3

7) ограничители перенаряжения ОПН ОПНп-35/400/40,5−10 УХЛ1, U_н=35 кВ.

Расчет капитальных затрат на выбранное оборудование:

Затраты на трансформаторы ГПП:

К_тр.гпп=221=42 тыс. у.е.

Затраты на ЛЭП-35 кВ:

К_ЛЭП-35=lК_лэп=6,610,7=70,62 тыс. у.е.

Затраты на выключатели В4-В7:

К_В4-В7=45,24=22,16 тыс. у.е.

Затраты на ввод:

К_ввод=24,21=8,42 тыс. у.е.

Затраты на трансформаторы системы:

К_{тр.сист}=₁2К_тр=0,62 135=16,2 тыс. у.е.

Затраты на выключатели В1, В2:

К_В1,В2=₂2К_В1,В2=0,1325,24=1,36 тыс. у.е.

Затраты на выключатель В3:

К_В3=₃К_В3=0,15,24=0,52 тыс. у.е.

Суммарные затраты:

К_II= К_В1-В4+ К_ЛЭП-110+К_ввод+К_тр.гпп+К_тр.гпп+ К_В1-В2 + К_В3=

= 42+70,62+22,16+8,42+16,2+1,36+0,52=161,28 тыс. у.е.

Суммарные издержки:

И_I=И_а+И_пот+И_э, у.е.

Амортизационные отчисления И_а: И_а=Е_а^. К Для ВЛ-35 кВ на железобетонных опорах Е_а=0,028

Для распредустройств и подстанций Е_а=0,063

Амортизационные отчисления на оборудование:

И_а.обор.=Е_а.оборК_обор.=Е_а.обор (К_тр+К_в+К_ввод)=0,6 390,66=5,71 тыс. у.е.

Амортизационные отчисления на ЛЭП:

И_а.лэп=Е_а.лэпК_лэп=0,2 870,62=1,98 тыс. у.е.

Издержки на эксплуатацию оборудования:

И_{экспл.обор.}=Е_{экспл.обор.} К_обор.=0,0390,66=2,72 тыс. у.е.

Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

И_{экспл.лэп}=Е_{экспл.лэп}^. К_лэп=0,2 870,62=1,98 тыс. у.е.

Стоимость потерь электроэнергии Со=0,04 у.е./кВт^. ч Определим издержки на потери электроэнергии:

И_пот=С_о(W_{тр. гпп}+W_ЛЭП-35+W_{тр.сист})=

=0,04(155 719+203365+565 367)=36,98 тыс. у.е.

Определим суммарные издержки:

И_II= 5,71+1,98+2,72+1,98+36,98=49,37 тыс. у.е.

Приведенные затраты:

З_II=0,12 161,28+49,37=68,72 тыс. у.е.

Таблица 1.9 — Результаты ТЭР по двум вариантам электроснабжения

Вывод: проходит I вариант по минимальным приведенным годовым затратам.

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

1.10.1 Расчет суммарного тока КЗ

Для выбора оборудования произведем расчет токов короткого замыкания Iкз с учетом подпитки от СД и составим схему замещения (рисунок 1.6)

Рисунок 1.6

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

х_с= S_б /S_кз= 0,8 о.е.

Токи КЗ в точке К-1, К-2 рассчитаны выше, то остается рассчитать токи в точках К-3.

Х_лэп=Х_о l S_б/U_ср²=0,46,61 000/115²= 0,19 о.е.

Х_тр гпп=U_вS_б/100S_н тр=6,31 000/1006,3=10 о.е.

Рассчитаем ток подпитки от СД.

В компрессорной установлено 4 синхронных двигателя типа СТД-630−23УХЛ4:

Р_н=630 кВт; S_ном=595 кВА; =95,8%; I_п/I_н=5,66, М_макс/М_н=2,08

Выберем кабель к СД:

а) по экономической плотности тока:

б) по минимальному сечению:

F_min=?I_кз=128,3=77 мм².

Принимаем кабель маркой ААШв-6-(395), I_доп=340>54,5 А.

Данные кабеля: r₀=0,447 Ом/км; х₀=0,08Ом/км.

Тогда ток от двигателей будет равен:

где Е_СД = Е^//_нU_н/U_б=1,16/6,3=1,048 о.е.

Суммарный ток КЗ в точке К-3 на шинах 6 кВ с учетом подпитки от двигателей насосной будет равен:

I_кз = I^/_к-3 + I_кз СД = 8,3 + 0,6 = 8,9 кА.

Ударный ток в точке К-3:

i_уд3=К_уд.

1.10.2 Выбор выключателей

Выбор вводных и секционных выключателей:

S_{р.завода} =10 143,3кВА;

I_ав=2I_р.зав.=2465,33=930 А.

Выбираем вакуумный выключатель типа 3AH105

I_ном=1250 А; I_н.о.=125 кА Секционный выключатель Выбираем вакуумный выключатель типа 3AH105

I_ном=800 А; I_н.о.=50 кА; i_уд.=125 кА Сравнение характеристик:

Выбор выключателей отходящих линий:

1. Магистраль ГПП-ТП1-ТП2:

Выбираем вакуумный выключатель типа: 3AH105

Сравнение характеристик:

2. Магистраль ГПП-ТП3

3.

Выбираем вакуумный выключатель типа: 3AH105

Сравнение характеристик:

3. Магистраль ГПП-СД:

Выбираем вакуумный выключатель типа: 3AH105

Сравнение характеристик:

4. Выключатель к ВБК: Q_ВБК=1500 квар; Iр=33 А Выбираем вакуумный выключатель типа: 3AH105

Сравнение характеристик:

5. Выключатель к ТП1-ТП2:

Выбираем вакуумный выключатель типа: 3AH105

Сравнение характеристик:

1.10.3 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

1. по напряжению установки: U_{ном тт}U_{ном уст-ки};

2. по току: I_{ном тт}I_расч;

3. по электродинамической стойкости: К_дин;

4. по вторичной нагрузки: S_н2S_{нагр расч};

5. по термической стойкости: К_тс=;

6. по конструкции и классу точности.

Выбор трансформаторов тока на вводе и секционном выключателе.

Вторичная нагрузка на вводе:

Примем трансформатор тока ТЛ-6У3: Iн=1000 А; Uн=6 кВ; Sн =30ВА.

Сравнение характеристик:

Рассчитаем вторичную нагрузку трансформаторов тока.

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

R₂=R_приб+R_пров+R_к-тов

Сопротивление приборов определяется по формуле:

где S_приб. — мощность, потребляемая приборами;

I₂ — вторичный номинальный ток прибора.

Допустимое сопротивление проводов:

принимаем провод АКР ТВ; F=2,5 мм²;

S₂=R₂ =0,4165²=10,5 ВА, где R₂=R_приб+R_пров+R_к-тов=0,26+0,056+0,1=0,416 Ом.

Выбираем трансформатор тока на секционном выключателе шин ГПП:

I_р=465А ТЛМ-6-У3: I_н=500 А; U_н=6 кВ.

Вторичная нагрузка на секционном выключателе:

Сравнение характеристик:

0,4−0,02−0,1=0,28 Ом;

принимаем провод АКР ТВ; F=2,5 мм²;

S₂=R₂ =0,0,1765²=4,4 ВА;

R₂= 0,02+0,056+0,1=0,176 Ом.

Выбираем трансформатор тока на линии ГПП-(ТП1-ТП2);

Вторичная нагрузка на линии:

0,4−0,22−0,1=0,08 Ом;

принимаем кабель АКРТВ; F=2,5 мм²;

S₂=R₂=0,3765²=9,4 ВА;

R₂= 0,22+0,056+0,1=0,376 Ом.

Трансформатор тока на линии ГПП-(ТП1-ТП2): I_ав=430,2А; примем трансформатор тока ТПЛК-У3: I_н=500А; U_н=6кВ; S_н=10ВА.

Сравнение характеристик:

Трансформатор тока на линии ГПП-ТП3: I_ав=376 А; примем трансформатор тока ТПЛК-6У3: I_н=500 А; U_н=6 кВ; S_н =10ВА.

Вторичная нагрузка на линии:

0,4−0,22−0,1=0,08 Ом;

принимаем кабель АКРТВ; F=2,5 мм²;

S₂=R₂=0,3765²=9,4 ВА;

R₂= 0,22+0,056+0,1=0,376 Ом.

Сравнение характеристик:

Выбор трансформаторов тока на СД:

Вторичная нагрузка на линии:

0,4−0,32−0,1=0,14 Ом;

принимаем провод АКР ТВ; F=2,5 мм²;

S₂=R₂ =0,3165²=7,9 ВА;

R₂= 0,16+0,056+0,1=0,316 Ом.

Трансформаторов тока на СД:

Iр= 54,5А;

Примем трансформатор тока типа ТПЛК-6У3: I_н=100 А; U_н=6 кВ; S_н =10 ВА.

Сравнение характеристик:

Трансформаторы тока на линии ГПП-ВБК: I_р= 33 А;

Примем трансформатор тока типа ТПЛК-6 У3: I_н=50 А; U_н=10 кВ; S_н =10ВА.

Сравнение характеристик:

1.10.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

1. по напряжению установки: U_номU_уст;

2. по вторичной нагрузки: S_ном2S_2расч;

3. по классу точности

4. по конструкции и схеме соединения Вторичная нагрузка на линии:

Расчетная вторичная нагрузка:

Принимаем ТН типа НТМК-6У4:

Сравнение характеристик:

1.10.5 Выбор силовых кабелей отходящих линий

Выбор кабелей производится по следующим условиям:

1. по экономической плотности тока:

2. по минимальному сечению F_min =I_кзt_п;

3. по условию нагрева рабочим током I_{доп каб}I_р;

4. по аварийному режиму I_{доп ав}I_ав;

5. по потере напряжения U_допU_рас.

Выбираем кабель ГПП-ТП1-ТП2:

1. Подстанция ТП1-ТП2 двухтрансформаторная. Прокладываем в траншее два кабеля с расстоянием между ними 100 мм.

2. Расчетные токи в нормальном и аварийном режимах:

где

а) по экономической плотности тока:

F_э = I_р / j_эк = 116,7/1,4=164 мм². j_эк=1,4 — для Т_м= 5000ч.

Принимаем кабель марки ААШВ-6-(3?185); I_доп=340 А;

б) проверим выбранный кабель по термической стойкости к I_кз:

принимаем окончательно кабель ААШВ-6-(3?185); Iдоп=340 А;

(8.4)

где t _n — приведенное время к.з., с;

для алюминиевых жил из табл. 3.4 /1/

в) проверка по аварийному току:

I_{доп ав} =1,3340=442 А ??233,5 А;

г) проверка по рабочему режиму с учетом поправочного коэффициента К_попр, зависящего от количества кабелей проложенных в одной траншее К_попр=0,9 (2 кабеля в траншее): I_р/К_попр =116,7/ 0,9=105 А, (340 А>105А).

Условия выполняются, тогда окончательно принимаем кабель марки ААШВ-6-(3185), с I_доп=340А.

Все расчетные данные выбора остальных кабелей занесены в таблицу 1.10 «Кабельный журнал».

1.10 — Кабельный журнал

1.10.6 Выбор шин ГПП Сечение шин выбирают по длительно допустимому току и экономической целесообразности. Проверку шин производят на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.

Выбираем твердотянутые алюминиевые шины прямоугольного сечения марки АТ-80?6; I_доп=1625 А (одна полоса на фазу):

I_ав=1469,2А

i_уд=22,6 кА а) I_доп=1625 А?? I_ав=1469,2 А б) проверка по термической стойкости к I_кз

Fmin=?Iкз=128,3=99,6 мм² < 480 мм² (80?6);

в) проверка по динамической стойкости к? i_{уд кз} ???_доп=700 кгс/см2:

W=0,167bh²=0,1670,86²=4,8 см³

где L=80 см — расстояние между изоляторами;

а=60 см — расстояние между фазами;

b=0,8 см — толщина одной полосы;

h=6 см — ширина (высота) шины.

Из условия видно, что шины динамически устойчивы.

1.10.7 Выбор изоляторов Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению: U_ном U_уст;

б) по допустимой нагрузке: F_доп ??F_расч.

где F_расч. — сила, действующая на изолятор;

F_доп — допустимая нагрузка на головку изолятора, F_доп = 0,6?F_{разруш.};

F_разруш — разрушающая нагрузка на изгиб.

Выбираем изолятор типа ОНШ-10−500У1, F_разруш =500 кгс.

F_доп = 0,6F_разруш = 0,6 ?500??300?кгс (> 47,8 кгс), условие выполняется.

1.11 Выбор автоматических выключателей на отходящие линии ЩО70 напряжением 0,4 кВ механического цеха

Существуют следующие требования к выбору автоматических выключателей:

а) номинальное напряжение выключателя не должно быть ниже напряжения сети;

б) отключающая способность должна быть рассчитана на максимальные токи к.з., проходящие по защищаемому элементу;

в) номинальный ток расцепителя должен быть не меньше наибольшего расчетного тока нагрузки и выключатель не должен отключаться в нормальном режиме работы защищаемого элемента

(13.2)

г) при допустимых кратковременных перегрузках защищаемого элемента автоматический выключатель не должен срабатывать; это достигается выбором уставки мгновенного срабатывания электромагнитного расцепителя

(13.3)

где I _п — пиковый ток группы двигателей

(13.4)

где I_п.макс — наибольший из пусковых токов двигателей группы приемников, определяемый по паспортным данным, А;

I _р — расчетный ток группы приемников, А;

R_и — коэффициент использования двигателя, имеющего I _п.макс ;

I_{ном.макс} — номинальный ток двигателя (приведенный к ПВ=1) с наибольшим пусковым током, А.

1. Линия от КПТ до ПР1

Расчетный ток I _р.ПР1 = 55 А;

Номинальный ток расцепителя Ток срабатывания расцепителя

где

По таблице 6.10 выбираем автоматический выключатель GBL203 I_ном=250А; _Iср.р.=245,43А

Проверяем кабель, питающий ПР1 по согласованию с защитой:

Условие не выполняется, принимаем кабель большего сечения: четырехжильный ААБ (3×50) + 1×35мм; I_доп=110А из табл. П3.7.

Условие выполняется, окончательно выбираем кабель ААБ (3×50)+ 1×35мм, где К_защ= 0,22 по табл. 7.6 для сетей, где защита от перегрузки не требуется, а автоматический выключатель имеет только максимальный мгновенно действующий расцепитель.

2. Линия от КТП к ПР2

Расчетный ток I _р.ПР2 = 67 А ;

Номинальный ток расцепителя

Ток срабатывания расцепителя где

По табл. 6.10 выбираем автоматический выключатель GBL203 I_ном=250А; I_ср.р.=600А Проверяем кабель, питающий ПР2:

Условие не выполняется, принимаюем кабель большего сечения: четырехжильный ААБ (3×95) + 1×50мм; Iдоп=165А из табл. П3.7

Условие выполняется, окончательно принимаем кабель ААБ (3×95)+ 1×50мм.

3. Линия от КТП до ШРА1

Расчетный ток I _р.ШРА1 = 113 А ;

Номинальный ток расцепителя

Ток срабатывания расцепителя

Где По табл. 6.10 выбираем автоматический выключатель GBL203 I_ном=250А; I_ср.р.=400А

Проверяем кабель, питающий ШРА-1 по согласованию с защитой:

где К_защ= 0,22 по табл. 7.6для сетей, где защита от перегрузки не требуется, а автоматический выключатель имеет только максимальный мгновенно действующий расцепитель.

Принимаем кабель АВВГ 3*25+1*16 мм, I_доп=115А.

4. Линия КТП-ОЩВ1

Расчетная осветительная активная мощность цеха № 11

Р _р.о = 15,23кВт Расчетный ток

или Выбираем автомат типа ABE53b:

Номинальный ток расцепителя:

Ток срабатывания расцепителя:

Выбираем кабель, питающий ЩО по :

а) нагреву длительным расчетным током:

Выбираем кабель сечением S = 10 мм ², I_доп = 60 А.

б) условию согласования с защитой:

в) Потере напряжения:

Выбираем сечение S = 16 мм ², U% = 2,8%.

Выбор кабелей и автоматических выключателей 0,4 кВ.

Линия КТП3 — цех № 18 (на генплане):

Расчетный ток в линии: Iр=955,7

Допустимый ток в кабеле:

Номинальный ток расцепителя:

Ток срабатывания расцепителя:

Выбираем автоматический выключатель типа LBA-16−1600C Iном=1600А, Uном=690 В, Icu=65 кА с электронным реле отключения OSR II.

Выбираем кабель по длительному расчетному току:

где К_сн = 0,85 по табл. 7.17 при прокладке трех кабелей в траншее.

Выбираем три кабеля типа ААШвУ, сечением S = 185 мм ², I _доп = 340 А по табл. П. 3.7

Проверяем по согласованию с защитой:

I_доп=I_допnК_с,

где n — количество кабелей

где К _защ = 0,66 по табл. 7.6

Проверяем по потере напряжения:

(8.5)

где — удельные сопротивления кабелей с учетом их удвоения в траншее, т. е., , Ом/км;

l — длина линии в км;

cos = 0,976, sin = 0,22.

что соответствует требованию в пределах 5%.

Аналогично рассчитываем кабели и токи защиты автоматических выключателей других электроприемников, питаемых от КТП на напряжении 0,4/0,23 кВ и сводим в таблице 1.11

Выбор автоматических выключателей на низкой стороне цеховых трансформаторных КТП.

Выбираем автоматический выключатель типа LBA-50С-5000C Iном=5000А, Uном=690 В, Icu=65 кА с электронным реле отключения OSR II.

Расчетный ток КТП1 на низкой стороне:

Номинальный ток расцепителя:

где

Ток срабатывания расцепителя:

Для секционного выключателя

номинальный ток расцепителя:

;

Ток срабатывания расцепителя:

Выбираем автоматический выключатель типа LBA-25−2500C I_ном=2500А, U_ном=690 В, I_cu=65 кА с электронным реле отключения OSR II.

Аналогично рассчитываем для других КТП и результаты сводим в таблице 1.13.

Выбор вводных и секционных выключателей 0,4 кВ КТП

Таблица 1.13

1.11.1 Расчет токов короткого замыкания Для расчета токов короткого замыкания составим схему питания наиболее удаленного электроприемника прессово-термического цеха (рисунок 1.7,а) для проверки его аппарата защиты на отключающую способность и схему замещения (рисунок 1.7,б) а) б) Рисунок 1.7

активное и реактивное сопротивление трансформатора;

активное и реактивное сопротивление катушек и контактов автоматических выключателей;

переходное сопротивление контактных соединений (шинопровод кабель, кабель — кабель и т. д.);

активное и реактивное сопротивление шинопровода;

активное и реактивное сопротивление кабеля;

активное и реактивное сопротивление проводов.

Определим сопротивление системы:

r _с = 0.

Принимаем трансформатор ТСЗ-1600/6.

Каталожные данные трансформатора ТСЗ-1600/6: U_вн=6 кВ, U_нн= 0,4 кВ, Р _хх = 4,2 кВт, Р _кз= 16 кВт, U _кз% = 5,5,

I _хх%=1,5 соединение обмоток /Y _о — 11. (Л-5, Т.27.6)

Полное сопротивление трансформатора 1600 кВА

Активное сопротивление трансформатора 1600 кВА:

Индуктивное сопротивление трансформатора 1600 кВА:

Сопротивление катушек (расцепителей) максимального тока Х_кв и переходных сопротивлений контактов автоматического выключателя:

R_А1+R_конт1+ R_пер1=0,25 мОм; Х_А1=0,08 мОм;

R_А2+R_конт2+ R_пер2=0,43 мОм; Х_А2=0,13 мОм;

R_А3=0,36 мОм; Х_А3=0,28 мОм;

Сопротивление шины от выводов трансформатора до сборных шин 0,4 кВ КТП:

R_каб=₀ l =0,2830=8,4 мОм; Х_каб=₀ l =0,0630=1,8 мОм;

R_пров=₀ l =0,285=1,4 мОм; Х_пров=₀ l =0,065=0,3 мОм;

Определим значения тока трехи двухфазного к.з. в точке К3

R₃=R_т+R_А1=1,6+0,25=1,85 мОм Х₃=Х_т+Х_А1=5,26+0,08=5,34 мОм Трехфазный ток КЗ в точке К-3

постоянная времени Ударный ток в точке К-3:

Двухфазный ток КЗ в точке К-3

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

R₂=R₃+R_А2+R_конт3+R_каб=1,85+0,43+8,4=10,68 мОм Х₂=Х₃+Х_А2+Х_каб=5,34+0,13+1,8=7,27 мОм Трехфазный ток КЗ в точке К-2

Ударный ток в точке К-2

Двухфазный ток КЗ в точке К-2

Определим значения тока трех и двухфазного КЗ в точке К-1

R₁=R₂+ R_пров+R_А1=10,68+1,4+0,36=12,44 мОм Х₁=Х₂+ Х_пров+Х_А1=7,27+0,3+0,28=7,85 мОм Трехфазный ток КЗ в точке К-1

Ударный ток в точке К-1

кА Двухфазный ток КЗ в точке К-1

Расчёт однофазного короткого замыкания

Вместо принимаем полное сопротивление цепи фаза-нуль; полное сопротивление цепи фаза-нуль кабельной линии; полное сопротивление цепи фаза-нуль провода;

полное сопротивление фазы трансформатора

; ;

(при соединении обмоток трансформатора Д/y? -11)

(при соединении обмоток трансформатора y/y? — 12)

При однофазном к.з. в точке К3 и соединении обмоток трансформатора Д/y?-11

При однофазном к.з. в точке К2 и соединении обмоток трансформатора Д/y?-11

При однофазном к.з. в точке К1 и соединении обмоток трансформатора Д/y?-11

При однофазном к.з. в точке К3 и соединении обмоток трансформатора y/y?-12

При однофазном к.з. в точке К2 и соединении обмоток трансформатора y/y?-12

При однофазном к.з. в точке К1 и соединении обмоток трансформатора y/y?-12

Проверка оборудования по отключающей способности:

Предельный отключающий ток автомата GBL203 Iном=250А 35кА>18 кА Предельно отключающий ток автоматического выключателя ABT 403b расцепителем на I_ном=400А 35кА>15,7кА

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

1.14 Релейная защита и автоматика Релейная защита трансформатора ГПП В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения отдельных ее элементов. Наиболее опасными и частыми видами повреждений являются КЗ между фазами электрооборудования и однофазные КЗ на землю в сетях с большими токами замыкания на землю. В электрических машинах и трансформаторах наряду с междуфазными КЗ и замыканиями на землю имеют место витковые замыкания. Вследствие возникновения КЗ нарушается нормальная работа системы электроснабжения, что создает ущерб для промышленного предприятия.

При протекании тока КЗ элементы системы электроснабжения подвергаются термическому и динамическому воздействию. Для уменьшения размеров повреждения и предотвращения развития аварии устанавливают совокупность автоматических устройств, называемых релейной защитой и обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключение поврежденного элемента или сети.

Основные требования, предъявляемые к релейной защите, следующие: надежное отключение всех видов повреждений, чувствительность защиты, избирательность (селективность) действия — отключение только поврежденных участков, простота схем, быстродействие, наличие сигнализации о повреждениях.

Устройства релейной защиты для силовых трансформаторов предусматривают от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: многофазных замыканий в обмотках и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью; витковых замыканий в обмотках; токов в обмотках, обусловленных перегрузкой; понижения уровня масла.

1) Дифференциальная защита Данная защита выполняется на реле РНТ-565 и защищает трансформатор от однофазных КЗ в обмотке и ошиновке трансформатора в зоне ограничения трансформаторами тока. При повреждении в трансформаторе дифференциальная защита дает импульс на отключение выключателей 10 кВ, 110 кВ ввода трансформатора.

2) Максимальная токовая защита (МТЗ) Эта защита применяется в качестве защиты от внешних коротких замыканий и является резервной по отношению к дифференциальной защите. МТЗ выполняется на переменном оперативном токе в двухфазном исполнении на базе реле РТ-40. Защита выполнена в виде трех комплектов МТЗ с комбинированным пуском по напряжению.

3) Газовая защита Газовая защита является чувствительной реагирующей на повреждение внутри трансформатора, особенно при витковых замыканиях в обмотках, на которые газовая защита реагирует при замыкании большого числа витков.

Газовая защита также реагирует на повреждения изоляции стянутых болтов и возникновение местных очагов нагрева стали сердечника. Газовая защита срабатывает при достижении скорости движения масла от бака к расширителю от 0,6−0,8 л/с. Она реагирует на появление газа в кожухе трансформатора и снижение уровня масла, защита выполняется на базе реле РТЗ-261, которое поставляется с трансформатором. При всех видах повреждений газы, образовавшиеся в результате разложения масла и изоляции проводов, направляются через реле, установленное на трубопроводе, соединяющем бак трансформатора с расширителем и вытесняют масло из камеры реле в расширитель. В результате этого уровень масла в газовом реле понижается, установленные в реле поплавки опускаются, а прикрепленные к ним колбочки с ртутными контактами поворачиваются. При этом действует предупреждающий сигнал.

При бурном газообразовании, сопровождающемся течением струи масла под давлением, поворачиваются поплавок и колбочка с контактами. Последние, замыкаясь, действует на отключение выключателя 10 кВ трансформатора и отключение выключателя 110 кВ.

4) Защита от перегрузок На трансформаторах номинальной мощностью 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени.

Защита выполняется на базе реле РТ-40 (КА5, КА6) с действием на сигнал, реле включается в цепь трансформатора тока со стороны низшего напряжения.

Исходные данные Трансформатор ТДН-10 МВА; 11 516%/6,6 кВ; ток трехфазного короткого замыкания I_кз=6,16 кА.

Расчет дифференциальной токовой защиты для трансформаторов ГПП.

а) Определение первичных номинальных токов на сторонах силового трансформатора (I_ном1 и I_ном2):

А,

А,

А и коэффициенты трансформации трансформаторов тока:

А,

А,

А

А Принимаем стандартные коэффициенты трансформации:

n_Т1=100/5=20, ТВТ-110 (опорные в фарфоровой покрышке);

n_Т2=600/5=120, ТЛМ-10 (с литой изоляцией).

б) Определим вторичные номинальные токи в плечах дифференциальной защиты:

А,

А,

А Так как основная сторона дифференциальной защиты принимается по большему значению (i_н1 и i_н2), то в данном случае i_н2 i_н1. Сторону напряжением 6 кВ принимаем за основную и все расчеты приводим к основной стороне.

в) Выбирается ток срабатывания защиты из условия отстройки:

1) от броска намагничивания

I_сз = К_отс I_нт2, А, где К_отс=1,3−1,4 — коэффициент отсечки для РТН-565

I_сз = 1,32 082=2706,6 А;

2) от максимального тока небаланса

I_сз = К_отсI_нб= К_отс (), А, где К_отс=1,3 — коэффициент отсечки для РНТ-565.

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

= К_а· К_одн··I_кмакс, А,

= 110,16,16=616 А где К_одн — коэффициент, учитывающий однотипность трансформаторов тока (К_одн=1);

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

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

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

Составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора:

А, где ±N = ±16 — полный диапазон регулирования напряжения.

А

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

где W_1расч., W₁ — соответственное расчетное и установленное число витков обмоток реле РНТ для не основной стороны.

На первом этапе установки дифференциальной защиты I^///_нб не учитывается, т. е.

I_сз = К_отс I_нб = К_отс· (), А,

I_сз = 1,3 (616+985,6)=2082 А.

За расчетную величину тока срабатывания защиты принимаем большее значение между:

I_сз (от намагничивания) = 985,6 А,

I_сз (от небаланса) = 2082 А г) Производится предварительная проверка чувствительности защиты при повреждениях в зоне ее действия К_ч=2,

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

К_ч===2,572

I_к.мин=0,87I_кз, А,

I_к.мин=0,876 160=5359,2 А.

Так как коэффициент чувствительности больше двух, то расчет можно продолжать.

д) Определяется ток срабатывания реле, отнесенный к стороне с большим током в плече (основной стороне)

I_ср=, А, где К_Т, К_сх — берется для основной стороны.

I_ср== 17,35 А е) Определяется расчетное число витков обмотки реле основной стороны

W_{осн.расч.}=, витков,

W_{осн.расч.}== 5,7 витка.

Полученное число витков обмотки округляем до ближайшего меньшего числа витков, которое можно установить на реле РНТ-565, т. е. W_{осн.расч}= 5 витков.

ж) Определяется число витков обмотки неосновной стороны

W _{неосн.расч}= W_{осн.расч}, витков, где i_н1 — вторичный номинальный ток основной стороны;

i_н2 — вторичный номинальный ток другого плеча защиты.

W _{неосн.расч}= =2,9 витков.

3) Определяется ток небаланса с учетом I.

I=, А,

I= 6160=212,4 А е) Повторно определяется первичный ток срабатывания защиты и вторичный ток срабатывания реле:

I_сз=1,3 (616+985,6+212,4)=2365,2 А

I_ср=К_сх, А,

I_ср=1= 19,7А.

Полученные значения удовлетворяют требованиям, предъявляемые к дифференциальной защите.

Дифференциальная защита трансформаторов выполняется на реле РНТ-565, имеющий быстронасыщающийся трансформатор и уравнительные обмотки с регулирующими резисторами, с помощью которых можно отстраивать действия защиты. Таким образом, обеспечивается повышенная чувствительность защиты.

Расчет максимальной токовой защиты для трансформатора ГПП МТЗ устанавливается с высшей стороны трансформатора и действует с выдержкой времени при КЗ.

Ток срабатывания МТЗ выбирается исходя из условия отстройки (несрабатывания) от перегрузки. Ток перегрузки обычно определяется из рассмотрения 2-х режимов:

1. отключение параллельно работающего трансформатора:

I_{нагр.макс}=0,8I_ном.тр,

I_{нагр.макс}=0,850,3=40,2 А.

2. автоматическое подключение нагрузки при действии АВР

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

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

Ток срабатывания защиты выбирается по формуле:

I_сз= I_{раб.макс}, А, где К_отс= 1,1−1,2 для реле РТ-40;

К_воз=0,85 — коэффициент возврата реле;

К_зап=2,5 — коэффициент самозапуска обобщенной нагрузки;

I_сз= 161=520,9 А.

Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ:

К1,5,

где I_к.мин — минимальный ток двухфазного КЗ до трансформатора ГПП.

К=6,61,5

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

t_т=t_п+t, с, где t_п=0,8 с — выдержка времени защиты, установленной на присоединениях питающихся от данного трансформатора,

t=0,5 с — ступень выдержки времени.

t_т=0,8+0,5=1,3 с.

Расчет защиты от перегрузки.

Защиту от перегрузки осуществляют одним реле РТ-80 с ограниченно зависимой характеристикой. Защита действует на сигнал с выдержкой времени. Ток срабатывания выбирают из условия возврата реле при номинальном токе трансформатора:

I_сз= I_ном.тр, А,

I_сз= 50,3= 66 А.

Время действия защиты от перегрузки выбирается на ступень больше МТЗ:

t_пер=t_мтз+t, с

t_пер=1,3+0,5=1,8 с.

Автоматика и сигнализация.

На подстанциях предусматривается следующая автоматика:

1) Автоматическое включение резерва (АВР). АВР питания или оборудования предусматривают во всех случаях, когда электроснабжение вызывает убытки, значительно превышающие стоимость установки устройства АВР. В случае повреждения одного из трансформаторов, происходит его отключение и автоматическое включение секционного выключателя, чем обеспечивается бесперебойное электроснабжение потребителей.

2) Автоматическое повторное включение (АВР) трансформаторов предусматривается для автоматического восстановления их нормальной работы после аварийных отключений, не связанных с внутренними повреждениями трансформатора. АПВ трансформаторов является обязательным на однотрансформаторных подстанциях с односторонним питанием. На Двухтрансформаторных подстанциях с односторонним питанием АПВ целесообразно устанавливать в том случае, если отключение одного трансформатора вызывает перегрузку другого и в связи с этим часть потребителей должна отключиться. АПВ позволяет без вмешательства обслуживающего персонала восстановить питание линии после кратковременных КЗ.

2. Специальная часть

2.1 Выбор уставок защиты электродвигателя с применением микропроцессорного устройства защиты MiCOM P220

Согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ) на двигателях напряжением выше 0,4−10 кВ, должны устанавливаться следующие устройства релейной защиты:

а) Защита от междуфазных коротких замыканий — отсечка или дифференциальная защита.

б) Защита от замыканий на землю и от двойных замыканий на землю — токовая защита нулевой последовательности.

в) Защита от перегрузки.

г) Для синхронных двигателей дополнительно требуется защита от асинхронного режима.

На шинах 6 кВ установлены 4 синхронных двигателя:

Насосы СТД-630−23УХЛ4: Р_н = 630 кВт, S_ном = 595 кВА, =95,8%,

I _п/I _н = 5,66, М_макс/М_н = 2,08

Необходимые для расчета данные сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

2.1.1 Выбор токовой отсечки.

Ток срабатывания отсечки по условию отстройки от пускового тока двигателя производится по выражению:

I_сз = k_нI_п.макс = 1,8390,54 = 702,972А

k_н — коэффициент надежности, с учетом отстройки от броска тока намагничивания равен 1,8;

I_п.макс — пусковой ток двигателя в максимальном режиме;

I_п.макс = k_пускI_ном = 5,6669 = 390,54 А.

Проверка чувствительности в минимальном режиме:

К_ч = I ⁽²⁾_кз/ I_сз = 1280/(2702,972) = 2,57.

Уставка, которую необходимо выполнить на реле:

I>> = I_сз/I_нТА = 702,972/100= 7,02

где I>> - уставка отсечки на реле;

I_нТА — номинальный первичный ток трансформатора тока.

Проверка чувствительности в минимальном режиме:

К_ч = I ⁽²⁾_кз /I_ср = 1280/(2702,972) = 2,57

Чувствительность отсечки соответствует нормам (не менее 2).

2.1.2 Выбор уставок защиты от замыканий на землю.

Защита от замыкания на землю должна работать на отключение при первичных емкостных токах 10А и более для двигателей, мощностью менее 2000кВт. В исходных данных отсутствуют токи замыкания на землю в сети 6кВ. Уставка защиты выбирается стандартным способом независимо от того, необходимо ли ее действие на отключение. Даже в случае, если такой необходимости нет, должна иметься защита от двойных замыканий на землю.

Произведем проверку отстройки защиты от броска емкостного тока двигателя при внешних замыканиях на землю. Бросок тока при перемежающейся дуге может быть равен 3−4 собственного емкостного тока двигателя. Таким образом, уставка защиты по условию отстройки от броска емкостного тока при внешних КЗ:

I_сз = K_н 4 I_с дв

где K_н = 1,2 — стандартный коэффициент надежности для реле фирмы ALSTOM;

I_{c дв} — емкостной ток двигателя.

Поскольку емкостной ток замыкания на землю не задан, применяем упрощенную формулу расчета емкостного тока двигателя:

I_с дв = 0,0172; S_ном(МВА) = 0,0172 0,552 = 0,012 А.

S_ном = U_номI_ном = 6,30,069 = 0,752 МВА.

Уставка защиты от замыкания на землю двигателя по выражению

I_ср = K_н 4 I_с дв = 1,240,012 = 0,06 А, первичных. вторичный ток при условно принятом коэффициенте трансформации ТНП = 100

Iо>> = 0,06/100 = 0,0006 можно принять минимальную уставку 0,002.

Можно принять и другое требование к выполнению уставки защиты двигателя от замыканий на землю — исходить из величины тока замыкания на землю, при которой требуется обязательное отключение двигателя (10А).

В защите протекает емкостной ток сети за вычетом тока двигателя и кабеля связи двигателя с ячейкой, величиной которого в данном случае пренебрегаем.

Таким образом, первичная уставка срабатывания защиты от замыкания на землю двигателя должна быть равна 10А первичных или 10/100=0,1 А вторичных.

Решение о принципе выбора уставки определяется требованиями заводаизготовителя двигателя или эксплуатирующей организацией.

2.1.3 Выполнение уставок на устройстве.

Мощность вторичной обмотки трансформатора тока ТНП типов ТЗЛ или ТЗР невелика. Поэтому ток срабатывания защиты от замыкания на землю должен быть проверен подачей первичного тока в провод, пропущенный через магнитопровод кабельного трансформатора тока. Предварительно на устройстве выполняется уставка, исходя из коэффициента трансформации трансформатора тока 100, которая и корректируется после подачи тока в первичную сторону ТТ при наладке. Таким образом, должен быть задан только первичный ток срабатывания защиты.

Учитывая отсутствие паспортных данных о токе замыкания на землю двигателя желательно произвести его замер при наладке и уточнить уставку.

Уставку по времени можно принять 0,1 сек.

При наличии защиты от замыканий на землю, защита от двойных замыканий на землю не требуется. Однако, учитывая низкую уставку по току защиты от замыкания на землю и большую кратность ТКЗ, целесообразно ее продублировать более грубой второй ступенью для работы при двойных замыканиях на землю — 50А и 0,0сек.

2.2 Защита от перегрузки Для защиты от перегрузки должны быть выданы следующие уставки:

2.2.1Эквивалентный ток нагрузки состоит из тока прямой последовательности и оказывающий повышенное влияние на нагрев двигателя ток обратной последовательности

I_экв вычисляется в соответствии с соотношением:

I_экв = (I_пр² + К_э^. I_обр²)^0,5

2.2.2 Тепловой уровень в защите вычисляется по выражению:

ИI+1 = (I_экв/IИ >.)2. [1- exp (-0.1/T)] + Иi. exp (-0.1/T) ,

где К_э — коэффициент усиления влияния тока обратной последовательности для отечественных двигателей принимаем 6;

IИ > - уставка тока тепловой перегрузки;

IИ > = 1,1 I_н.дв./коэф.тт = 1,169/100 = 0,76

Т — тепловая постоянная времени нагрева двигателя ее, можно вычислить исходя из следующих соображений: в паспорте двигателя указывается допустимое время заклинивания ротора в горячем состоянии: 12 сек. Тогда постоянная времени пуска;

Т_е2 = t _доп (К² — 1) = 12 ((5,6/ 1,1)² — 1) = 500сек или 8 минут.

В зависимости от режима работы двигателя, защита использует одну из трех следующих постоянных времени:

— постоянная времени перегрузки Т_е1, для перегрузок, когда учитывается отдача в окружающую среду, примем на 2 минуты больше — 10минут;

— постоянная времени охлаждения Т_ох для отключенного двигателя можно принять 4 Т_е2 или 32 мин.

2.2.3 При подключении компенсирующей мощности непосредственно к двигателю через трансформатор тока и защиту протекает суммарный ток батареи и двигателя, который можно вычислить следующим образом:

S_комп = Р/(Cos) = 630/(0,97 0,95) = 670 кВА;

I _защ = S_ком/(U) = 670/(6,3) = 61,5 А.

Таким образом, с учетом наличия компенсации нужно принять номинальный ток 61,5 А.

IИ > = 1,1 I_н.дв./коэф.тт = 1,1 61,5/100 = 0,68

2.2.4 Дополнительные уставки, связанные с тепловой перегрузкой двигателей:

а) Ввести запрет отключения от тепловой перегрузки при пуске двигателя.

Уставка: Да.

б) Уставка сигнализации тепловой перегрузки, при действии защиты от перегрузки на отключение: Исигн. = 0,95.

в) Уставка функции: запрет пуска И запрета пуска = 0,9.

г) Уставка функции: затяжной пуск.

Способ выполнения функции по факту включения выключателя и по току (52А =I).

Уставка по току пуска: I_start =2 IИ = 20,76 =1,52.

Уставка по времени: t_start = 1,2; t_пуск =1,212= 14,4сек. Принимаем 15сек.

2.3 Функция: заклинивание ротора Выполняется при наличии датчика вращения двигателя.

Заклинивание ротора двигателя может произойти при пуске двигателя или в процессе его работы.

Уставка по току пуска, по условию отстройки от реально возможной перегрузки двигателей:

I_stall =2 IИ = 1,52 без учета емкостной компенсации;

I_stall =2 IИ = 1,36

Уставка по времени пуска:

t_stall = 5сек.

2.4 Функция «несимметрия». Защита двигателя от перегрузки токами обратной последовательности.

Ступень Ii>. = 0.25 I_ном / 100= 0,17

Выдержка времени должна обеспечить отключение несимметричных коротких замыканий в прилегающей сети, для чего она должна быть на ступень больше чем защита питающего трансформатора.

tI_i> = t_мтз +Dt

Условно принимается 2 сек и уточняется по месту.

Ступень I_i>> не используется.

Выбранные уставки на реле сведены в таблицу 2.2

Таблица 2.2

3 Безопасность жизнедеятельности

3.1 Разработка нормативов предельно допустимых выбросов предприятия и расчет санитарно — защитной зоны В процессе производства тканей и нитей широко используются окрасочные работы, переработка неметаллических материалов, лакокрасочные операции и т. п., что приводит к выбросам вредных веществ в атмосферу.

Для снижения этих выбросов производят разработку нормативов предельно допустимых и временно согласованных выбросов (ПДВ и ВСВ) для стационарных источников.

Предельно допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу (ПДВ) устанавливаются для каждого источника загрязнения атмосферы таким образом, что выбросы вредных веществ от данного источника или от совокупности источников с учетом перспективы развития промышленного предприятия и рассеяния вредных веществ в атмосфере не создают приземную концентрацию, превышающую их предельно допустимую концентрацию (ПДК) для населения, растительного и животного мира (ГОСТ 17.23.02−90). Значение ПДВ устанавливаются при разработки ведомственных предложений по ПДВ, водных томов «Охрана атмосферы города и предельно допустимый выброс», подразделов, касающихся защиты атмосферы от загрязнения, в разделе «Охрана окружающей среды» различных видов предпроектной и проектной документации на строительство новых и реконструкцию существующих предприятий (ППД). Они устанавливаются как для строящихся, так и для действующих предприятий.

Установление ПДВ производится с применением методов расчета загрязнения атмосферы промышленными выбросами и с учетом перспективы развития предприятия, физико-географических и климатических условий местности, расположение промышленных площадок и участков существующей и проектируемой жилой застройки и т. п. ПДВ (г/с) устанавливаются для условий полной нагрузки технологического и газоочистного оборудования и их нормальной работы. ПДВ не должны превышать в любой 20-минутный период времени допустимых.

ПДВ устанавливается отдельно для каждого источника выброса не являющего мелким. Для мелких источников целесообразно установление единых ПДВ от их совокупностей, с предварительным объединением группы источников в более мощный.

ПДВ определяется для каждого вещества отдельно, в том числе и в случаях учета суммаций вредного действия нескольких веществ. При установлении ПДВ учитываются фоновые концентрации с_ф.

Установлению ПДВ для отдельного источника предшествует определение его зоны влияния. Зоны влияния источников рассчитываются по каждому вредному веществу отдельно.

Значение нормированных выбросов ПДВ определяется по формуле:

г/с где ПДК — максимально разовая ПДК вредного вещества, мг/м³;

с_ф — фоновая концентрация вредного вещества, мг/м³;

Н — высота дымовой трубы, м;

Акоэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы;

F — безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе;

m и n — коэффициент, учитывающий условия выхода газо-воздушной смеси из устья источника выброса;

— безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности;

V₁ — расход газо-воздушной смеси, м³/ с;

Т — разность между температурой выбрасываемой газо-воздушной смеси (Тг) и температурой окружающего атмосферного воздуха (Тв), ⁰С.

Для предприятия в целом ПДВ_г находится по формуле: