55

К3

31

28

59

6. Выбор схемы внутреннего электроснабжения и ее параметров

6.1 Выбор схемы распределительной сети 6 кВ

Основные принципы построения схем электроснабжения объектов:

· максимальное приближение напряжения 6 кВ к потребителям электроэнергии напряжением 6 кВ и цеховым подстанциям;

· резервирование питания. Для этого линии, трансформаторы и коммутационные устройства в нормальном режиме должны нести постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме после отключения поврежденных участков принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учетом допустимых перегрузок;

· секционирование шин всех звеньев системы распределения электрической энергии, т.к. преобладание во всех цехах потребителей I и II категории и установки на них устройств автоматического ввода резерва (АВР).

Схему строим по уровневому принципу.

Первый уровень - ГПП РП;

Второй уровень - РП ТП;

Третий уровень - ТП потребители электрической энергии.

Для потребителей электрической энергии цехов №1; №2; №3 по производству технического углерода, а также для потребителей цеха №5 (энергоцех) выбираем 3х уровневую радиальную схему с резервированием питания во всех уровнях системы электроснабжения.

Для потребителей электрической энергии участка №4 (сырьевой участок), цеха ВиК (цех №6) и НОВС выбираем 2х уровневую радиальную схему с резервированием питания во всех уровнях системы электроснабжения.

Для потребителей электрической энергии цехов №7; №9 и АК:

I вариант - магистральная 2х уровневая с односторонним питанием (рис.6.1)

II вариант - радиальная 2х уровневая в резервированием на стороне 0,4кВ подстанций. (рис. 6.2)

Для сравнения вариантов схем электроснабжения ТП-4, ТП-5 определяем стоимость капитальных вложений на основное оборудование.

Стоимость основного оборудования.

Выключатель нагрузки (QW на рис.5.1): типа MCset DI;

КQW = 238 тыс.руб.

Ячейка MCset с выключателем Evolis на 630А (Q на рис.5.1):

КQ = 584 тыс.руб.

Рис. 6.1. Магистральная схема ЭС ТП-4, ТП-5

Рис. 6.2. Радиальная схема ЭС ТП-4, ТП-5

Кабельная линия с конструкцией, напряжением до 10 кВ на 1 км (с учетом СМР).

Ккл = 304 тыс.руб.

Затраты на основное оборудование:

Зк1 = 2 • 238+584+0,806 • 304 = 1305 тыс.руб.;

Зк2 = 2 • 584+0,91 • 304 = 1445 тыс.руб.

Разница затрат составляет около 10%.

Надежность магистральной схемой электроснабжения в разы уступает радиальной схеме электроснабжения.

Эффективность работы РЗиА в радиальных схемах более выше, чем в магистральных схемах электроснабжения.

Исходя из вышеизложенного и учитывая не большую разницу в стоимости предварительно выбираем схему с более высокой степенью надежности, т.е. радиальную схемы электроснабжения показанную на рисунке 6.2.

Для составления электрической схемы электроснабжения (внутризаводских сетей) напряжением 6кВ производим группирование потребителей.

Результаты группирования сводим в таблицу 6.1.



Расшифровка маркировки кабеля ААБн 2л Шп - 6000 3х240

6.2 Выбор кабелей внутризаводской системы электроснабжения

Критерием для выбора сечения кабельных линий служит минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения производится не по сопоставительным расчетам в каждом конкретном случае, а по нормируемым обобщенным показателям.

В качестве такого показателя при проектировании кабельных линий используется экономическая плотность тока. В ПУЭ установлены величины экономических плотностей тока jЭК зависящие от материала, конструкции провода, продолжительности использования максимума нагрузки ТНБ и региона, характеризующегося стоимостью топлива.

Экономически целесообразное сечение определяют предварительно по расчетному току линии IР. нормального режима и экономической плотности тока.

Найденное расчетное значение сечения округляется до ближайшего стандартного сечения. Для обеспечения нормальных условий работы кабельных линий и правильной работы защищающих аппаратов выбранное сечение должно быть проверено по допустимой длительной нагрузке, по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах, а также по термической стойкости при токах КЗ.

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах производится по условию I рас ? I доп. факт, где I рас - расчетный ток для проверки кабелей по нагреву;

I доп. факт - фактическая допустимая токовая нагрузка.

Расчетный ток линии определяется как

Iр = , (А) (6.2)

где Sр - мощность, передаваемая по кабельной линии в нормальном или послеаварийном режиме работы; Uн - номинальное напряжение сети;

- количество кабелей в КЛ.

Фактическая допустимая токовая нагрузка в нормальном и послеаварийном режимах работы вычисляется по выражению

Iд.ф. = Iд.т. • Кt • Кпр • Кпер. (А), (6.3)

где: Iдоп.табл - допустимая длительная токовая нагрузка;

Кt - коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды табл.; нормативная температура для кабелей, проложенных в земле +15°С;

Кпр - коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее;

Кпер - коэффициент перегрузки, зависящий от длительности перегрузки и способа прокладки (в земле или в воздухе), а также от коэффициента предварительной нагрузки.

Проверка сечений по термической стойкости проводится после расчетов токов КЗ. Тогда минимальное термически стойкое токам КЗ сечение кабеля:

Fкз =/С, (6.4)

где: - суммарный ток КЗ от энергосистемы и синхронных электродвигателей: tп=0,7 - приведенное расчетное время КЗ; С - термический коэффициент (функция) для кабелей 6 кВ с алюминиевыми жилами: поливинилхлоридная или резиновая изоляция С=78 Ас2/мм²; полиэтиленовая изоляция С=65 Ас2/мм², бумажная изоляция - 83 Ас2/мм² [8].

Линии систем электроснабжения длиной менее 1 км по потере напряжения не проверяются. Из четырех полученных по расчетам сечений по экономической плотности тока, нагреву в нормальном и послеаварийных режимах и стойкости токам КЗ - принимается наибольшее, как удовлетворяющее всем условиям.

Пример расчета для 1-го варианта:

Экономическая плотность тока jЭК, необходимая для расчета экономически целесообразного сечения одной КЛ определяется по нескольким условиям.

а) в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки Тнб=4700 ч/год.

б) в зависимости от вида изоляции КЛ - бумажно-масляная пропитанная изоляция.

в) в зависимости от материала, используемого при изготовлении жилы кабеля - алюминиевые.

г) в зависимости от района прокладки - европейская часть России.

В результате получаем:

Jэк = 1,4 [16].

Определяем сечение жил кабелей для трансформаторных подстанции с учетом работы ТП в послеаварийном режиме.

Кабельная линия РП-1 ТП-5:

Sн.т. = 1600 кВ•А; количество трансформаторов 2шт, суммарная расчетная мощность без учета компенсации

Sр? = 1570+1586 = 3156.

Расчетный ток КЛ при магистральной схеме электроснабжения:

Iр = , (А)(6.5)

Iр = = 290 А.

Fэк = , (мм2) (6.6)

Fэк = = 207 мм².

Кабельная линия РП-1 - ТП-1/1:

Iр = = 235 А

Fэк = =168 мм².

Кабельная линия РП-2 ТП-2/1:

=2500 кВ•А,

kз.па = 1,38

Iр = = 316А

Fэк = = 225 мм².

Определяем сечение жил кабелей для РУ-6кВ с учетом работы в послеаварийном режиме.

Кабельная линия ГПП РП-1:

Расчетная мощность секций согласно (табл.6.1А):

Sр = 6505 + 3350 = 9855 кВ•А

Iр = = 904 А.

Fэк = = 646 мм²

Кабельная линия ГПП РП-4:

Расчетная мощность секции согласно (табл. 6.1Б)

Sр =15632 кВ•А;

Iр = = 1410 А;

Fэк = = 1007 мм2.

Исходя из вышеизложенных расчетов выбираем:

а) для питания трансформаторов подстанции Sн.т =1600 кВ•А с учетом компенсации реактивной мощности на стороне низшего напряжения на примере самой загруженной подстанции ТП-5:

Iр = = 214 А.

Fэк = = 150 мм², т.е. Fэк = 150 мм².

б) для подстанции Sн.т =2500 кВ•А:

Iр = = 316,6 А;

Fэк = = 226 мм², т.е. Fэк = 240 мм².

в) для питания РУ-6кВ:

Iр = . (А)(6.9)

где n - количество кабелей в КЛ.

Iр = = 303 А;

Fэк = = 216,6 мм², т.е. Fэк = 240 мм².

г) для РП-2, РП-3:

Iр = = 202 А

Fэк = = 145 мм², т.е. Fэк = 150 мм²

д) для РП-4:

Iр = = 245 А, т.е. Fэк = 240 мм².

Результаты расчетов сводим в таблицу 6.2.



В системе внутризаводского электроснабжения применяем два вида сечения кабелей:

ААБн 2л Шп 6000 - 3х240

ААБн 2л Шп 6000 - 3х150

Все кабельные линии проложены по кабельным конструкциям, т.е. открыто. Так, как все кабельные линии по отдельности не превышают по длине

1 км, то кабельные линии на потерю (падение) напряжения от проходящего тока в нормальном и послеаварийных режимах не требуется.

Фактическая допустимая токовая нагрузка кабелей в нормальном и послеаварийном режимах работы определяется по выражению

Iд.ф. = Iд.т. • kt • kп • kпер., (А) (6.10)

где, Iд.ф. - допустимая длительная фактическая токовая нагрузка, А;

Iд.т. - допустимая длительная нагрузка, определяемая по справочнику для выбранного способа прокладки кабеля в зависимости от марки кабеля; А;

kt - коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды;

kп - коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее;

kпер - коэффициент, систематической нагрузки, зависящий от длительности перегрузки и способа прокладки, а также от коэффициента предварительной нагрузки.

Исходя из способа прокладки кабелей, т.е. по кабельным конструкциям (открыто) принимаем kt = 1; kп = 1, тогда

Iд.ф. = kпер. • Iд.т. , А (6.11)

Проверку по допустимой токовой нагрузке по нагреву в нормальном и после аварийном режимах должен соответствовать условно:

Iр Iд.ф., (6.12)

Расчетный ток линии Iр определяем:

Iр = , (А) (6.13)

Кабельная линия КЛ 1.1, марка кабеля ААБн 2л Шп, количество кабелей n=3; сечение 3х240; мощность передаваемая с ГПП по КЛ 1.1 к нормальном режиме Sк.н. = 6506 кВ•А в послеаварийном режиме Sк.п/а = 9856 кВ•А; максимальный ток КЗ на шинках ЗРУ ГПП = 28 кА; длина кабельной линии

L = 440км; r0 = 0,129 Ом/км; х0 = 0,071 Ом/км; С - термический коэффициент (функция) для кабеля марки ААБн 2л Шп • 6000 3х240 С = 78 Ас2/мм²; tп - приведенное расчетное время КЗ для отходящих линий ГПП tп = 1,4с.

Расчетный ток линии в нормальном режиме:

Iр.нор. = , (А) (6.15)

Iр.нор. = = 199 А.

Iд.т. = 290 А; коэффициент предварительной нагрузки kз =0,68; длительность допустимой перегрузки tд.п. = 2ч.; kпер. = 1,2.

Iд.ф. = 1,2•290 = 348 А.

Проверка по допустимой токовой нагрузке в нормальном режиме

Iр.нор. Iд.ф. ; 199 А 348 А.

По данному требованию кабельная линия КЛ 1.1 соответствует требованиям:

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в послеаварийном режиме.

Iр.п/а = = 302 А

kпре.п/а = 1,3; Iд.ф. = 377 А

Iр.п/а = 301 А Iд.ф. = 377 А.

Проверяем выбранную кабельную линию на термическую стойкость:

= ; (кВ•А) (6.16)

= 6,3 • 28 = 305 кВ•А.

Zгпп = = 0,13 Ом.

Zл = Rл + jхL (6.18)

Rл = = = 0,02 Ом

Хл = 0,01 Ом

Zл = 0,023; Z? = 0,13 + 0,023 = 0,153 Ом.

Ток короткого замыкания на шинах РП-1

= , (кА) (6.19)

= = 23,8 кА.

Проверка выбранных сечений жил кабелей по термической стойкости:

Fк.з. = = 120 мм²

Выбранные кабеля должны быть не ниже 120 мм².

Fст.ф Fк.з., условия выполняются.

Расчеты для варианта 2.

Кабельная линия КЛ 1.1, марка кабеля ААБн 2л Шп 6000 - 4(3х150),

Sк.нор. = 4936 кВ•А; Sк.п/а = 8286 кВ•А; = 28 кА; L = 440м; r0 = 0,206 Ом/км;

х0 = 0,074 Ом/км; С = 83 Ас2/мм²; tп = 1,4с.

Iр.нор. = = 113 А;

Iр.п/а = = 189 А;

Iд.т = 225А; kз = 0,5; kпер.н. = 1,3; kпер.п/а = 1,4.

Iд.ф.н. = 292 А; Iд.ф.п/а = 315 А.

= = 23,5 кА

Fк.з. = 90 мм²

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в нормальном и после аварийном режимах:

Iр.норм. = 113 А Iд.ф.н. = 292

Iр.п/а = 189 А Iд.ф.п/а = 315 А.

Выбранные кабеля соответствуют требованиям в обоих режимах.

Кабельные линии второго варианта должны быть не ниже 90 мм².

Fсm Fк.з. , 150 мм² 90 мм²;

условие выполняется.

Остальные расчеты аналогичны. Расчетные данные сводим в таблицу 6.3.



6.3 Технико-экономические показатели и сравнение двух вариантов схем

В этом разделе определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств и электрооборудования, необходимые для сооружения и эксплуатаций сети.

Капиталовложения на сооружения спроектированной сети:

К=Ккл+Крп1+Крп2+Крп3+Крп4+Ктп+Кгпп+Кбк,(тыс. руб.) (6.20)

Ккл=К0L тыс. руб., (6.21)

где: К0 - укрупненный показатель стоимости сооружения 1 км линии;

Ккру- капиталовложения в ячейки КРУ с выключателями

Кксо - стоимость КТП, включая трансформатор, дополнительное оборудование и постоянную часть затрат.

КГПП - капиталовложения на сооружения ГПП 110/6 кВ.

Кбк - стоимость конденсаторных батарей.

Ккл - капиталовложения на сооружения линии.

Капиталовложения в кабельные линии для 1-го варианта указаны в таб. 6.4

Таблица 6.4 а

№ пп	Кабельная линия № КЛ	Сечение F, мм2	Длина L, м	Вложение К0 за 1 км, руб.	Затраты Ккл, т.р.
1	2	3	4	5	6
1	КЛ1	(3х240)	2580	466502	1203,6
2	КЛ2	(3х150)	2000	304030	608
3	КЛ3	(3х150)	2620	304030	796,5
4	КЛ4	(3х240)	6120	466502	2855,0
5	КЛ5	(3х150)	210	304030	63,8
6	КЛ6	(3х150)	560	304030	170,0
7	КЛ7	(3х150)	590	304030	179,4
8	КЛ8	(3х150)	520	304030	158,0
9	КЛ9	(3х150)	50	304030	15
10	КЛ10	(3х240)	50	466502	23,4
11	КЛ11	(3х240)	50	466502	23,4
12	КЛ12	(3х150)	80	304030	24,3
13	КЛ13	(3х150)	200	304030	60,8
	Итого	-	-	-	6181,2

Для второго варианта составляем аналогичную таблицу 6.4 б

Таблица 6.4 б

№ пп	Кабельная линия № КЛ	Сечение F, мм2	Длина L, м	Вложение К0 за 1 км, руб.	Затраты Ккл, т.р.
1	2	3	4	5	6
1	КЛ1	(3х150)	2580	304030	784,4
2	КЛ2	(3х150)	2000	304030	608,0
3	КЛ3	(3х150)	2620	304030	756,5
4	КЛ4	(3х240)	6120	466502	2855,0
5	КЛ5	(3х150)	210	304030	63,8
6	КЛ6	(3х150)	560	304030	170,0
7	КЛ7	(3х150)	374	304030	113,7
8	КЛ8	(3х150)	520	304030	158,0
9	КЛ9	(3х150)	50	304030	15
10	КЛ10	(3х240)	50	466502	23,4
11	КЛ11	(3х240)	50	466502	23,4
12	КЛ12	(3х150)	80	466502	24,3
13	КЛ13	(3х150)	200	304030	60,8
14	КЛ14	(3х150)	350	304030	106,4
	Итого				5802,7

Расчет по РУ проводим на примере РП-1:

Крп1 = Ктсн+Ктн+Ккру+Квв+Ксв+Кст+Кшот+Квн , ( тыс.руб.) (6.22)

Ктсн = 2•427=854 тыс. руб.;

Ктн =2•216= 432 тыс. руб.;

Ккру=10•584 = 5840 тыс. руб.;

Квв=2•852 = 1704 тыс.руб.;

Ксв=1•650 = 650 тыс.руб.;

Кст= 1•184=184 тыс.руб.;

Кшот=1•534=534 тыс.руб.;

Крп1=10198 тыс.руб.;

Крп2=7164 тыс.руб., Крп3= 7164 тыс.руб., Крп4=27475 тыс.руб.

Кгпп=46768 тыс.руб.;

Кктп=Ктр+Крунн, (тыс.руб.) (6.23)

Кктп=4•1380+2•1410+16•1040+8•1260=35060 руб.

Кбк=10•456=4560 тыс.руб.;

Квн=2•238=476 тыс.руб.

Эксплуатационные издержки:

брп = 0,028; бкл = 0,063; бгпп = 0,094; бктп = 0,104; ббк = 0,026;

бвн = 0,028.

Иi = бi • Ki , (тыс.руб./год) (6.24)

Кабельные линии:

вариант 1

Икл1 = 0,0636181,2 = 389,6 тыс.руб./год.

вариант 2

Икл2 = 0,063•5802,7 = 365,6 тыс.руб./год.

Эксплуатационные издержки РУ-6кВ; ТП; ГПП; компенсирующих устройств, выключателей нагрузок:

Игпп = 0,028•27475+0,094•46768 = 5165,5 тыс.руб./год;

Ирп = 0,028(7164+7164+10198+27475) = 1465 тыс.руб./год;

Иктп = 0,104•35060 = 3646 тыс.руб./год;

Ивн = 0,028•476 = 13,4 тыс.руб./год;

Суммарные издержки от капиталовложений:

И? = Икл + Игпп + Ирп + Иктп + Ибк + Ивн (тыс.руб./год) (6.25)

И?1 = Икл1 + Игпп + Ирп + Иктп + Ибк + Ивн (тыс.руб./год) (6.26)

И?2 = Икл2 + Игпп + Ирп + Иктп + Ибк (тыс.руб./год) (6.27)

И?1 = 389,6+5165,5+1456+3646+119+13,4 = 10789,5 тыс.руб./год

И?2 = 365,6+5165,5+1456+3646+119 =10752,1 тыс.руб./год

Годовые потери в сети без учета источников выработки энергии:

?Р? = ?Рц + ?Рку + ?Рт , (кВт) (6.28)

где ?Рц - потери согласно (3.15);

?Рку - потери СД на компенсацию реактивной мощности, 10Вт/1кВ•Ар;

?Рт - потери на трансформаторах ГПП.

?Р? = 740+438+1000= 2178 кВт.

?Р% = • 100 (6.29)

Потерь холостого хода

?Рх = nт1•?Рхтр1+ nт2 •?Рхтр2 + nт3 •?Рхтр3, (кВт) (6.30)

где, ni - количество однотипных трансформаторов.

?Рхтр1; ?Рхтр2 ; ?Рхтр3 - потери ХХ трансформаторов 1600кВ•А; 2500кВ•А и 25000кВ•А.

?Рх = 16•2,75 + 4•3,85 + 2•25 = 109,4 кВт.

Нагрузочные потери:

?Рнг? = 2178-109,4 = 2068,6 кВт

Время наибольших потерь, ф = 3200 ч. [5].

?W? = ?Рнг • ф + ?Рх • Тгод (кВт •ч./год) (6.31)

?W? = 2068,6 • 3200 + 109,4 • 8760 = 1587476 кВт•ч./год

?W% = 100; (6.32)

?W% = • 100 = 1,28%.

З'эi = 1,5 руб/кВт•ч.

Ипот = (1,3•2068,6•3200 + 1,2•109,4•8760)•10-3 =1108 тыс.руб./год.

Суммарные издержки спроектированной сети:

И?пп = И? + Ипот , (тыс.руб./год). (6.33)

И?пп1 = 10789,5 + 1108 = 11897,5 тыс.руб./год;

И?пп2 = 10752,1 + 1108 = 11806,1 тыс.руб./год.

Удельная стоимость электроэнергии без учета собственных источников электроэнергии:

С1 = •100% = 9,63 руб./кВт•ч;

С2 = •100% = 9,59 руб./кВт•ч.

Разница между удельной стоимостями электроэнергии:

?С= • 100% = 0,4%.

Для определения экономически выгодного варианта, определяем приведенные затраты для обоих вариантов схем.

Приведенные затраты:

Зi = Ен •К?i + И?i , (тыс.руб./год) (6.35)

где Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений,

Ен = 0,12, К?1 = 166 340; К?2 = 165 864. [1].

З1 = 0,12•166340 + 11897,5 = 31858,3 тыс.руб./год;

З2 = 0,12•165864 + 11860,1 = 31763,8 тыс.руб./год.

Разница (?З) между приведенными затратами 1-го и 2-го вариантов схем:

?З = • 100% = 0,3%.

Так, как разница между двумя вариантами схем электроснабжения по ?С и ?S составляет 0,4% и 0,3% соответственно, то второй вариант в итоге получается экономически выгодным, чем первый вариант схемы.

Суммарные капитальные вложения на реализацию проекта выбранного варианта:

Кз = 0,1К? + К?, тыс.руб. (6.36)

где, К? - суммарные капиталовложения на оборудование, кабельные линии выбранного варианта.

0,1К? - капиталовложения на СМР выбранного варианта.

К? = 164 864 тыс.руб.

Кз=0,1•164 864 + 164 864 = 182 450 тыс.руб.

В системе электроснабжения завода применяются всего два вида сечений кабелей 240 мм² и 150 мм². Для цеховых подстанций используем два типоразмера трансформаторов:

Sн.т = 1600 кВ•А и Sн.т = 2500 кВ•А.

Для распредустройства (РУ) 6кВ КРУ MCset фирмы Schneider Eleсtriс.

7. Выбор оборудования аппаратов системы электроснабжения предприятия

Оборудования и аппараты первичных цепей должны удовлетворять следующим требованиям:

· соответствию окружающей среды и роду установки;

· необходимой прочности изоляции для надежной работы в длительном режиме и при кратковременных перенапряжениях;

· допустимому нагреву токами длительных режимов;

· стойкости в режиме короткого замыкания;

· технико-экономической целесообразности;

· достаточной механической прочности;

· допустимым потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

7.1 Выбор ограничителей перенапряжения

Для защиты оборудования подстанции от набегающих с линии импульсов грозовых перенапряжений, на стороне высшего напряжения трансформаторов Т1 и Т2, устанавливаются ограничители перенапряжений ОПН-110 ХЛ1 [11], исходя из условия:

· номинальное напряжение Uн ограничителя перенапряжения равно номинальному напряжению сети Uс.н.

7.2 Выбор и проверка выключателей напряжением 110 кВ

Выбор выключателей производится в соответствии с ГОСТ 687-78 по следующим параметрам:

· по номинальному напряжению

Uн.в ? Uн.у. (7.1)

· по току продолжительного режима

Iн.в ? Iп/а (7.2)

в качестве расчетного тока продолжительного режима принимаем ток послеаварийного режима Iп/а.

· по отключающей способности

Iн.откл ? Inф (7.3)

где, Inф - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент ф расхождения контактов выключателя;

· по термической стойкости

I2терм.вtтерм ? Вк(7.4)

где, Вк - расчетный тепловой импульс тока КЗ;

I2терм.в - предельный ток термической стойкости, равный предельному току отключения выключателя;

tтерм =3с, при Uн.в ? 110кВ.

· по электродинамической стойкости

iдин ? iуд.(7.5)

где, iдин - значение тока динамической стойкости; iуд. - ударный ток трехфазного короткого замыкания.

Расчетный тепловой импульс тока КЗ:

Вк = I2к (tк + Та), (кА2•с) (7.6)

Iк - расчетный ток КЗ в точке К1 (табл. 5.1), = 16,3 кА;

tк = tзащ + tс.в;

т.е. сумма времени действия защиты и собственное время отключения tк ? 0,7, принимаем tк = 0,7 сек.

Та = - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, обычно равная 0,005-0,2 с, принимаем равной Та = 0,2 сек, тогда согласно (7.5).

Вк = 16,32 (0,7+0,2) = 240 кА2•с.

Таблица 7.1 Выбор выключателей на стороне ВН ГПП

Условия выбора	Расчетные данные	ВЭБ 110/2500 УХЛ1
Uном Uном.сети	Uном.сети=110 кВ	Uном =110 кВ
Iн.в ? Iп/а	Iп/а = 1,4х131	Iном =1500 А
Iн.откл ? Inф	Inф = 16,3кА	iуд = 40кА
I2терм.в • tтерм ? Вк	Вк = 240кА2•с	I2терм.в • tтерм = 1875кА2•с
iдин ? iуд.	iуд. = 40кА	iдин = 60кА

7.3 Выбор и проверка разъединителей

Выбор разъединителей производится по следующим параметрам:

· по номинальному напряжению

Uн.р ? Uн.у. (7.7)

· по току продолжительного режима

Iн.р ? Iп/а (7.8)

· по термической стойкости

(Iтерм.р )2• tтерм ? Вк(7.9)

Iтерм = 4 с при Uн.в ? 35кВ;

Iтерм = 3 с при Uн.в ? 110кВ;

· по электродинамической стойкости iдин ? iуд (7.10)

Таблица 7.2 Выбор разъединителей

Условия выбора	Расчетные данные	РНДЗ-2-110/1000-У1
Uном Uном.сети	Uном.сети=110 кВ	Uном =110 кВ
Iн.в ? Iп/а	Iп/а = 184 А	Iном =1000 А
I2терм.в • tтерм ? Вк	Вк = 240кА2•с	I2терм.в • tтерм = 4800кА2•с
iдин ? iуд.	iуд. = 40кА	iдин = 100кА

7.4 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока проводим исходя из следующих условий:

· напряжению электроустановки

Ин.та ? Ис.н.;

· конструкции и классу точности;

· току

Iн.та ? Iн.п/а;

· электродинамической стойкости

iдин = kд • Iтер.н ? iуд;

· термической стойкости

I2терм.вtтерм ? Вк, Iтерм = kт•Нн.т;

· вторичной нагрузке

Z2 ном. ? Z2 расч.

Электродинамическая стойкость задается отношением амплитуды ударного тока КЗ iуд к амплитуде номинального тока • Iтер.н

kд ? , (7.11)

Между токами электродинамической и термической стойкости выдерживаем соотношение [11]:

iдин ? 1,8 • • Iтер.н (7.12)

Для трансформаторов 1Т и 2Т, выключатель 1В и 2В выбираем трансформаторы тока ТВТ-110; с вариантом исполнения 300/5; КЛ.0,5; 1; 10Р,

Ин.та = 110кВ; tтер = 3с, Iтер = 25кА,

Тогда согласно ((7.12):

iдин ? 1,8••25 = 65кА.

Таблица 7.3а. Выбор трансформаторов тока встроенных в трансформатор ТРДН-25000/110

Условия выбора	Расчетные данные	ТВТ-110-II 300/5
Uном Uном.сети	Uном.сети=110 кВ	Uном =110 кВ
Iн.в ? Iп/а	Iп/а = 184 А	Iном =300 А
I2терм.в • tтерм ? Вк	Вк = 240кА2•с	I2терм.в • tтерм = 1875кА2•с
iуд.? • kд• Iтер	iуд. = 40кА	• kд• Iтер =65кА

Таблица 7.3 б Выбор трансформаторов тока встроенных в выключатель ВЭБ-110-II-40/2500-УХЛ1

Условия выбора	Расчетные данные	ТВТ-110-II 300/5
Uном Uном.сети	Uном.сети=110 кВ	Uном =110 кВ
Iн.в ? Iп/а	Iп/а = 184 А	Iном =300 А
I2терм.в • tтерм ? Вк	Вк = 240кА2•с	I2терм.в • tтерм = 1875кА2•с
iуд.? • kд• Iтер	iуд. = 40кА	• kд• Iтер =65кА

Выбор трансформаторов тока для выключателей на стороне 6кВ.

Для ячеек на стороне 6кВ выбираем трансформаторы тока ARJP 3/N2F

Ячейка MCset "Evolis" HD II, Iн = 2500А:

Iн=3000А; kт = 3000/5; номинальная вторичная мощность Sиз = 30В•А, кл.0,5; Sзащ=30 В•А, кл.10Р; Iтер =30кА; iдин =80.

Ячейка MCset "Evolis" HD II, Iн = 1250А:

Iн=1500А; kт =1500/5; Sиз = 30В•А, кл.0,5; Sзащ=30В•А, кл.10Р; Iтер=25кА; iдин=65кА.

Ячейка MCset "Evolis" HD II, Iн = 630А:

Iн=600А; kт =600/5; Sиз= 20В•А; кл.0,5; Sзащ=20В•А; кл.10Р; Iтер=25кА; iдин=65кА.

7.5 Выбор трансформаторов напряжения

Для питания электрических измерительных приборов и цепей учета, защиты и сигнализации выбираем трансформаторы напряжения.

Условия выбора:

· Ин.тн = Ин.с;

· Sн.тн ? ?Sн.наг.;

· Наличие класса точности 0,5 для цепей учета;

· Падение напряжения 0,5% Ин.нн.

На стороне высшего напряжения выбираем трансформаторы

НКФ-110-58У1, U1н= 110000/; U2н = 100/ В; 100В; S2н1= 400В•А, кл.0,5; S2н2= 600В•А, кл.1,0; S2н3 = 1200В•А, кл.3,0.

Трансформаторы напряжения для секции шин 6кВ VRQ 2-n/S2:

· Максимальное рабочее напряжение Umax.раб = 7,2кВ;

· Номинальное напряжение U1н=6000/ В;

· U2н =100/ В; 100В.

7.6 Выбор шин и изоляторов

Шины и токопроводы выбирают по номинальным параметрам (току и напряжению) в соответствии с максимальными расчетными нагрузками и проверяют по режиму КЗ. Наибольшие напряжения в металле при ударном КЗ не должны превосходить 70% допустимого по ГОСТ, что составляет: для меди марки МТ удоп =1400 кгс/см² при хш = 2500С, для алюминия марки АТ удоп =700 кгс/см² при хш = 2000С. Сборные шины распределительных устройств не проверяют на экономическую плотность тока.

Изоляторы выбираются по номинальному напряжению, номинальному току (проходные и линейные изоляторы), проверяются на разрушающее воздействие тока трехфазного КЗ на шинах и термическое действие тока КЗ.

Наихудшим видом силовой нагрузки для изоляторов является та, которая создает наибольший изгибающий момент.

Допустимое усилие Fдоп = 0,6 Fразр, определяемое из разрушающего усилия Fразр = (375-2000 кг) с учетом коэффициента запаса прочности, равного 0,6.

Исходя из вышеизложенных условий и с учетом плоского расположения шин действующие на шину средней фазы сила равна:

F(3)max = 2,04 • 10-7; (7.13)

где d-расстояние между осями проводников, м;

L- длина пролета шин, м;

iуд - ударное значение тока короткого замыкания.

Условия выбора:

F?доп ? Fразр (7.14)

F??доп ? F(3)max (7.15)

Iдин ? Iпф (7.16)

От внутренней стороны стены РУ-6кВ ГПП до вводных выключателей выбираем шины АТ2х(10х120). От внешней стороны здания РУ-6кВ ГПП до трансформатора 1Т и 2Т выбираем гибкий токопровод смонтированный с проводов АС240/56, АС4х(1х240).

7.7 Выбор заземлителей

Условия выбора и проверки [13]:

Uн. ? Uн.сети;

iдин ? iуд;

I2терм.в • tтерм ? Вк.

Таблица 7.4 Результаты выбора заземлителей

Условия выбора	Расчетные данные	ТВТ-110-II 300/5
Uном Uном.сети	Uном.сети=110 кВ	Uном =110 кВ
I2терм.в • tтерм ? Вк	Вк = 240кА2•с	I2терм.в • tтерм = 1875кА2•с
iдин ? iуд.	iуд. = 40кА	iдин =60кА

7.8 Выбор выключателей на стороне 6,3 кВ

Выбор вводных и секционных выключателей 6,3кВ на РУ-6кВ ГПП:

Iн.в = = 1606 А.

Выключатель "Evolis" HD- 7,2-50/2500:

Uн = 7,2кВ;

Iн = 50кА;

Iдин = 128кА;

Iдин = 50кА;

Tсв = 0,070 сек.

Все выбранное оборудование сводим в таблицу 7.5

Таблица 7.5 Технические характеристики выбранных аппаратов и оборудования

№ пп	Наименование оборудования	Расчет. ток КЗ, кА	Технические паспортные данные
			Uн, кВ	Iн, кА	Iн.откл, кА	Iтер, кА	tтер, С	iдин
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Разъединитель РНДЗ-2-110/1000У1	16,3	110	1,0	-	40	3	100
2	Разъединитель РНДЗ-1б-110/1000У1	16,3	110	1,0	-	40	3	100
3	Выключ. элегазовый ВЭБ-110/1500	16,3	110	1,5	60	40	3	100
4	Ограничитель перенапряжений ОПН-110	-	110	-	-	-	-	-
5	Трансформатор тока ТВТ-110; 300/5; кл.05; 1; 10Р	16,3	110	0,3	-	25	3	60
6	Заземлитель ЗОН-110М-(I)УХЛ1	16,3	110	1,0	-	25	3	60
7	Токопроводы (АС-240/56)	16,3	110	-	-	-	-	-
8	Выключатель ячейки MCset "Evolis" HD	28	7,2	2500	50	50	3	128
		28	7,2	1250	40	40	3	100
		до 25	7,2	1250	31,5	31,5	3	80
		до 20	7,2	630	25	25	3	60
9	Шинопровод АТ2х(10х120)	28	7,2	3200	-	50	3	125
10	Токопровод гибкий АС-4(1х240)	28	7,2	4х610	-	50	3	125
11	Трансформатор тока ТВТ-110-II 300/5	16,3	110	300	-	25	3	65

8. Определение расчетных электрических нагрузок

8.1 Выбор схемы электроснабжения цеха

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

Электрическая нагрузка характеризует потребление электроэнергии отдельными приемниками, группой приемников в цехе, цехом и заводом в целом. При проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий основными три вида нагрузок: активная мощность Р, кВт; реактивная мощность Q, кВ•Ар; ток I, А.

Для определения расчетных нагрузок групп приемников необходимо знать установленную мощность (сумма номинальных мощностей всех электроприемников (ЭП) группы) и характер технологического процесса.

Технологический процесс НОВ непрерывный. Насосы НОТ и НОК относятся к потребителям I(1ЦН5ЦН и 6ЦН-7ЦН), а насосы оборотной системы технологических потоков НОВ-1 и НОВ-2 (1ЦН и 9ЦН) являются потребителями II категории.

Схема электроснабжения НОВ радиальная, с АВР на каждой ступени системы электроснабжения.

Схема электроснабжения показана на рис. 8.1 и 8.2.

Рисунок 8.2 а. Схема ЭСН ЦН-1, РТЗО и ЩО.

Расчетная нагрузка определяется для смены с наибольшим потреблением энергии данной группы ЭП, цехом или предприятием в целом для характерных суток. Обычно наиболее загруженной сменой является смена, в которой используется наибольшее количество агрегатов (дневная).

8.2 Расчет электрических нагрузок

Расчет производим по установленной мощности (Ру) и коэффициенту спроса (kс).

Рр = kс • Руст, (кВт)(8.1)

где kс - коэффициент спроса активной мощности; Руст - установленная мощность электроприемника;

Qр = Ру • tgц, (кВ•Ар)(8.2)

где tgц - соответствует cosц данного электроприемника.

Полная мощность

Sр =, (кВ•А)(8.3)

Ведомость электроприемников НОВ приведен в таблице 8.1.

Таблица 8.1 Ведомость электроприемников НОВ

№ по плану	Наименование электроприемников	Установ. мощность единичного электроприемника Ру, кВт	Технологич. позиция	Uн, кВ	ПВ, %
1	2	3	4	5	6
15	Насос оборотного водоснабжения турбоагрегатов	225	НОТ	0,38	-
6-7	Насос оборотного водоснабжения компрессоров	110	НОК	0,38	-
8-9	Насос оборотного водоснабжения технологических цехов	250	НОВ	6кВ	-
10	Сварочный агрегат	24	ВД-1	0,38	40
11-12	Дренажный насос	11	ДН	0,38	-
13-14	Насос дозатор	1	НД	0,38	-
15-16	Вентилятор ПВ	5,5	П1-2	0,38	-
17	Вентилятор ВВ	7,5	В1	0,38	-
18	Кран-балка	11	ТК-74	0,38	60
19	Кран-консольный	10		0,38	60
20	Шкаф РТЗО (КИПиА) в том числе: электропривод задвижек аппараты КИПиА, АСУТП	34,8 14х2,2 4	РТЗО МЗ 114	0,38 0,38 0,38	-

Пример расчета производим на ЦН-1, технологическая позиция НОТ-1 на плане (1), схема ЭСН ЦН-1 на рисунке 8.2а.

Рр = 0,75 •225 = 168,75кВт.

Согласно технологического регламента в работе 4 насоса, т.е.НОТ 1 тогда

Рр = 4•168,75 = 675 кВт

Резервный насос ЦН-5, НОТ-5 всегда в режиме АВР, т.е. в случае отказа любого насоса ЦН 1 4, а также в случае падения давления в системе циркуляции оборотной системы, насос ЦН-5 включается автоматический, тогда:

Рр.нц5 = kс • Ру , (кВт) (8.4)

Рр.нц5 = 0,15•225 = 33,75 кВт.

Коэффициент мощности электропривода ЦН:

cos ц = 0,8; tgц = 0,75.

Q?р = 168,75•0,75=125 кВ•Ар;

Qр = 4•125=500 кВ•Ар;

Qр.цн5 =25 кВ•Ар.

Для остальных электроприемников расчет аналогичен. Расчетные данные сводим в таблицу 8.2.

8.3 Выбор кабелей питающих электроприемники

Выбор кабеля производим на примере насоса НОТ1:

Sр=210 кВ•А;

Выбираем стандартное сечение жил кабелей

Fст = 120 мм2; Iд.т = 200А.

Выбираем кабель марки АВВГнг-1 2х(5х120).

Для остальных электроприемников расчет аналогичен.

8.4 Выбор пуско-защитной аппаратуры

Выбор пуско-защитной аппаратуры производим по номинальным данным электродвигателя.

Sн = 280 кВ•А;

Iн.д = , (А) (8.7)

Iн.д =425 А.

Тип автоматического выключателя Compaсt NS630N+STR43; Iнав =630 А.

Номинальный ток расцепителя по отсечке:

Iн.т.о =10• Iр (8.8)

Iн.т.о = 10•320 = 3200 А.

Номинальный ток расцепителя по тепловой защите:

Iн.тр = 1,4 •Iр(8.9)

Iн.тр = 1,4•320 = 448 А.

Управление электродвигателем через блок управления с устройством плавного пуска и встроенной защитой.

Кратность пускового тока Iп = 2• Iн;

Уставка защиты по перегрузу Iн.п = 1,25• Iр

Встраиваемые блоки в цепи защиты

БМ-К5150-4674S УХЛ4

в блок управления

БМ-К5150-4674SME УХЛ4

Расчет для остальных насосов аналогичен.

Защита трансформаторов со стороны низшего напряжения по номинальным параметрам трансформатора и сборных шин РУНН, данные расчетов отражены в таблице 8.3 и показана на рисунке 8.2б.

Данные расчетов по РУ 0,4кВ ЩСУ НОТ; ЩСУ НОК и вспомогательной нагрузки показаны на рисунках 8.1 и 8.2.

Расположение оборудования и размещение кабельных линий показаны в разделе "Графическая часть лист 5".

Защиту трансформаторов и электродвигателей 6кВ рассмотрим в разделе РЗиА.



Рисунок 8.2б Схема электроснабжения насосов НОТ1 НОТ5

9. Релейная защита и автоматика

9.1 Общие вопросы релейной защиты

В процессе эксплуатации электрических установок могут возникать перегрузки отдельных участков сети, короткие замыкания, резкие понижения напряжения и другие ненормальные режимы работы электросетей. Сверхтоки перегрузки и коротких замыканий приводят к опасным перегревам проводников и аппаратов, к их повреждению, к возникновению электрической дуги. Резкое снижение напряжения в сети может привести к нарушению устойчивости работы электрической системы или ее узлов. И чем дольше не отключен поврежденный элемент сети, тем больше размеры поврежденного оборудования. Отсюда следует, что в каждой электрической установке необходимо обеспечить быстрое автоматическое отключение поврежденного участка (и только его!), сохраняя в работе всю остальную систему [15; 18; 21].

Для этой цели предназначена релейная защита. Релейной защитой называют комплект специальных устройств, обеспечивающий автоматическое отключение поврежденной части электрической сети, установки. Если повреждение не представляет для установки непосредственной опасности, то релейная защита должна обеспечить сигнализацию о неисправности. Специальные аппараты, обеспечивающие автоматическое воздействие при нарушении нормального режима работы электроустановки, называются реле.

В настоящее время выпускаются и находятся в эксплуатации устройства защиты элементов электроэнергетических систем, выполненные на электромеханической, микроэлектронной (линейные и логические интегральные микросхемы) и микропроцессорной элементной базе.

Электромеханические устройства релейной защиты (РЗ) морально устарели, однако в эксплуатации, в силу ряда причин, все еще составляют большинство.

Вместе с тем следует отметить, что с учетом современной практики в области релейной защиты промышленно развитых стран, характеризующейся преимущественным использованием микропроцессорных (МП) терминалов микроэлектронные устройства РЗ также можно считать морально устаревшими.

Их использование представляется целесообразным для отдельных элементов энергосистемы при замене электромеханических устройств защиты, исчерпавших свой физический ресурс.

Использование в электроэнергетике России МП-терминалов, реализующих в том числе и функции РЗ, а также выполненных на их основе координированных систем защиты, автоматики, контроля у правления отдельными энергообъектами находится в стадии опытной эксплуатации.

Учитывая вышеизложенные факторы для проектируемой сети электроснабжения завода на стороне среднего напряжения применим РЗиА на микропроцессорной элементной базе фирмы Sepam1000 Schneider Eleсtriс.

Для защиты электродвигателей и цеховых трансформаторов принимаем Sepam 1000+40.

Для выключателей вводов, и секционных выключателей РУ 6кВ Sepam 1000+80.

Применяемые устройства Sepam1000 позволяют решить проблемы АВР на РУ 6кВ на более высоком уровне, чем системы АВР выполненные при помощи электромеханических реле.

Архитектура модулей Sepam 1000+40Т представлена на рисунке 9.1.



Рисунок 9.1 Архитектура модулей Sepam 1000

Обозначение на рисунке 9.1:

1. Базовое устройство с различными типами человеко-машинного интерфейса; 2.Съемный картридж для сохранения данных параметрирования настроек; 3.42 логических входа/23 релейных выхода для дополнительных модулей на 14 входов и 6 выходов каждый; 4. 2 независимых порта сети связи Modbus; 5.Обработка данных от 16 температурных датчиков; 6.1 низкоуровневый аналоговый выход; 7. Модуль контроля синхронизма; 8. Программное обеспечение.

9.2 Параметры релейной защиты

Принятая система защиты предназначена для контроля напряжения, силу тока, мощность и сопротивление электрической сети. При отклонении контролируемого параметра от заданного значения реле срабатывает и замыкает цепь отключения соответствующих выключателей, которые и отключат поврежденный элемент или участок сети.

Релейная защита должна обеспечить быстроту и избирательность действия, надежность работы и чувствительность.

Быстрота действия защиты предупреждает расстройство работы системы и нарушение нормальной работы приемников при коротком замыкании и значительных понижениях напряжения. Это уменьшает ущерб при коротком замыкании.

Избирательным действием релейной защиты называют такое, при котором обеспечивается выявление поврежденного участка и его отключение; при этом неповрежденная часть электроустановки остается в работе.

Надежность работы релейной защиты заключается в ее правильном и безотказном действии во всех предусмотренных случаях.

Чувствительностью релейной защиты называют свойство реагировать на самые малые изменения контролируемого параметра.

9.3 Выбор источника оперативного тока

Для обеспечения надежной работы системы РЗиА, необходим надежный источник оперативного тока.

В качестве источника оперативного применим ШОТ 01-220-20-150-1-16 для ГПП и РП4; ШОТ 01-220-20-70-1-6 для РП1; РП2; РП3.

Структурная схема ШОТ показана на рисунке 9.2.

Рисунок 9.2

Параметры ШОТ приведены в таблице 9.1

Таблица 9.1 Технические характеристики источника оперативного тока

Параметры	Значение
Номинальное напряжение	220В АС
Рабочее напряжение	180-240В АС
Минимальное напряжения	150В АС
Коэффициент мощности, cos ц	0,99
Коэффициент полезного действия,	0,94%
Выходные параметры:
Количество автоматов отходящих фидеров	6; 16
Диапазон выходного тока при Мс=4кВт	80А
Количество модулей	4
Аккумуляторные батареи:
Гарантийный срок экспл. АБ	15лет
Емкость аккумуляторных батарей, А/ч	150; 70
Климатические исполнения	УХЛ4
Степень защиты	IР 54

9.4 Защита цеховых трансформаторов

На рисунке 9.2 показана однолинейная схема цехового трансформатора ТМЗ 1600/6 с коэффициентом трансформации kтн = 6/0,4. Для защиты данного трансформатора необходимо рассчитать параметры релейной защиты в целях защиты трансформатора от основных видов повреждений.

Основными видами повреждений в цеховых трансформаторах являются следующие:

· многофазные (междуфазные) КЗ в обмотках и на их выводах;

· однофазные замыкания, которые бывают двух видов: на землю и между витками одной фазы.

Замыкание одной фазы на землю опасно для обмоток, присоединенных к сетям с глухозаземленными нейтралями. В этом случае защиты должна отключать трансформатор. В сетях с нейтралями, изолированными или заземленными через дугогасящие катушки (реакторы), защита от однофазных замыканий на землю с действием на отключение устанавливается на трансформаторе в том случае, если такая защита имеется в сети. Отключение таких замыканий в сетях 6 или 10 кВ необходимо по условию техники безопасности.

При витковых замыканиях в замкнувшихся витках возникает значительный ток, разрушающий изоляцию и магнитопровод трансформатора. Поэтому такие повреждения должны отключаться быстродействующей защитой. Но использовать для этой цели, имеющиеся в настоящее время защиты не представляется возможным из-за малого тока замкнувшихся витков;

· внутренние повреждения; "пожар стали" магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами магнитопровода, что ведет к увеличению потерь на перемагничивание и вихревые токи. Потери, вызывают местный нагрев стали, ведущий к разрушению изоляции.

Ненормальными режимами являются следующие:

· внешние КЗ, при которых через обмотки трансформатора могут

проходить токи, превышающие номинальные, что приводит к нагреву изоляции обмоток и ее старению или повреждению;

· перегрузка трансформатора, которая не влияет на работу системы электроснабжения, так как токи перегрузки, как правило, невелики и их прохождения допустимо в течении некоторого времени, достаточного, чтобы персонал принял меры к разгрузке трансформатора;

· недопустимое понижение уровня масла, которое может произойти при повреждении бака трансформатора.

Рисунок 9.3 Однолинейная схема цехового трансформатора ТМЗ 1600/6.

9.5 Расчет релейной защиты цехового трансформатора

Схема защиты трансформатора показана на рисунке 9.4

Рисунок 9.4 Схема защиты трансформатора

Трансформатор ТМЗ 1600/6; uk = 6,5%, kт = 6/0,4, группа соединения "звезда-звезда с нулем", I1н.тр =147 А; I2н.тр = 2310 А.

Коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме (согласно таблицы 6.3б) 1.1 I1н.

Расчетный ток с учетом возможного перегруза трансформатора:

I1н.р = 162 А; I2н.р = 2546 А.

Для защиты трансформатора и кабельной линии от междуфазных КЗ в обмотках и на выводах ВН принимаем защиту в виде токовой отсечки без выдержки времени, для защиты трансформатора при внешних КЗ и резервирования ТО принимаем МТЗ с выдержкой времени, для защиты трансформатора от однофазных КЗ в цепи с изолированной нейтралью принимаем защиту нулевой последовательности То.

Токи срабатывания защиты и реле для токовой отсечки определяем по формулам:

Iс.з = , (А)(9.2)

Чувствительность защиты

kч = , (9.3)

где Iс.р - ток срабатывания реле; - коэффициент схемы; - максимальный ток КЗ проходящий через ТА защиты при трехфазном КЗ на стороне 0,4кВ; - коэффициент трансформации ТА1 (рис.9.2); kч - коэффициент чувствительности защиты; kв - коэффициент возврата; kз - коэффициент запуска.

Вид защиты - микропроцессорная на Sepam 1000+Т40.

kсх - коэффициент схемы или коэффициент отстройки.

Пределы уставки тока срабатывания Sepam 0,1-24 Iн.

Значения заданных величин:

· ТА1 - ARJP3/N2F; Iн=200А; kт=200/5; Sиз=20В•А; кл.0,5; Sзащ=20В•А; кл.10Р; Iтер=25кА; iдин=65кА.

· kз = 0,96

· kв = 0,96 (для Sepam 1000+Т40)

· kсх = kотс = 1,0 (для Sepam 1000+N40)

· kн = 1,1

Расчетные параметры:

= • 100, (А)(9.4)

= • 100 = 2254 А.

= = 68,18 А.

Iс.р = 68А.

= = 2472,72 А;

Iс.з = 2473 А.

kч = = 6.

Максимальная токовая защита.

Расчетный ток срабатывания

Iс.р = , (А)(9.5)

= 7,975 А

Iс.р =8

= = 290,9

Iс.з = 290 А.

Выдержка времени защиты:

T = 0,3 сек.

kч = = 6,7.

Защита от однофазных замыканий на землю.

Емкостной ток линии:

Iс = jс • L , (А)(9.6)

Iс = 0,612 А;

Iс.з = kн • kбр • Iс;

=1,1 А;

Iс.з = 5А.

Параметры защиты сводим в таблицу 9.2.

Таблица 9.2 Параметры релейной защиты

Условное обозначение защиты	Наименование	Вводимые параметры
		ток, А	время, сек
	Токовая отсечка	2473	0
	Дуговая защита	-	0,1
	МТЗ с выдержкой времени	290	0,3
	Защита от замыкания на землю (сиг.)	5	0

Максимальная токовая защита включает 2 группы защит из 4х элементов, является трехфазной. МТЗ запускается, когда 1,2 или 3 фазных тока достигает уставки токи срабатывания. Токовая отсечка:

Iто ? 15,2 Is, где Is = I1н.р = 162 А.

МТЗ с выдержкой времени (защита с зависимой выдержкой времени):

Iмтз ? 1,8 Is = I1н.р = 162 А;

Iмтз ? 1,45 In = I1н та = 200 А.

Защита от замыканий на землю:

Iто ? In0 = 1,1

Iто = 5 А.

Ввод параметров Sepam показан на рисунке 9.5.

Рисунок 9.5 Интерфейс "Человек-машина". Параметрирование Sepam

10. Безопасность жизнедеятельности

10.1 Характеристика проектируемого объекта. Производственная санитария

Проектируемый объект - насосная оборотного водоснабжения.

Насосная оборотного водоснабжения (НОВ) предназначена для обеспечения оборотной водой технологических цехов по производству технического углерода, а также оборудования энергоцеха. Основная задача насосной оборотного водоснабжения отвод тепла от работающих машин и агрегатов при помощи оборотной воды и ее охлаждение в градирнях путем распыления воды.

Для объекта, насосная оборотного водоснабжения, опасными факторами являются: микроклимат воздуха в зоне обслуживания, в операторной дозаторной и в складе реагентов; производственное освещение; источники механического травмирования; источники шума и вибрации; атмосферно-климатическое воздействие; оксид углерода и пыль технического углерода (при аварийных выбросах технологических цехов); обслуживание оборудования на разных уровнях; статическое электричество; электроустановки и линии электропередач как источники электромагнитных полей и излучений, а также как источники поражения электрическим током.

Микроклимат в зоне обслуживания, как опасный производственный фактор обусловлен, тем что зависит от многих факторов таких, как температура окружающей среды, температура подводимой и отводимой оборотной воды, температура подводимой теплофикационной воды (отопление), наличие промышленной вентиляции и т.д.

Источниками механического травмирования в насосной оборотной воды являются: вращающие части электродвигателей, насосов, задвижек, вентиляции;

кран-балка, консольный кран; двери, ворота; лестницы и мостики; применяемый инструмент.

По условиям окружающей среды проектируемый объект относится к нормальным помещениям. По условиям опасности в отношении взрыва и пожара в соответствии с противопожарными нормами строительного проектирования промышленных предприятий насосная оборотного водоснабжения относится к категории Д, т.е. к не опасным по взрыву и пожару.

Наличие электродвигателей, кабельных линий, аппаратуры КИПиА, АСУТП относит проектируемый объект к классу П-IIа по пожароопасности.

Санитарно-гигиенические требования к проектируемому объекту соответствуют ГОСТ (2001) -12.1.007-86 и ГОСТ (2003) 12.1.005-88 и характеризуются показателями микроклимата такими как, температура воздуха, относительная влажность воздуха, скорость движение воздуха, а так же продуктами производства технического углерода, такими как оксид углерода и пыль технического углерода.

Эффективным средствам обеспечения надлежащей чистоты и допустимых параметров микроклимата воздуха рабочей зоны является промышленная вентиляция, т.е. организованный и регулируемый воздухообмен, которая должна удалить из помещения загрязнений воздух и подать на его место свежий воздух.

В насосной оборотной воды, по способу перемещения воздуха спроектируем две системы вентиляции, естественная и механические системы вентиляции.

Естественная вентиляция (аэрация) насосной оборотного водоснабжения канальная 2-х уровневая с установленными 2-мя дефлекторами над машинным залом.

Механическая общеобменная приточно-вытяжная система вентиляции предназначена для ассимиляции избыточной теплоты, влаги и вредных веществ во всем объеме рабочих зон насосной.

Аварийная вентиляция в помещении насосной оборотной воды не предусматриваем.

Источниками производственного шума и вибрации на проектируемом объекте являются: механизмы, насосы, привода задвижек (механический шум), электрические машины и аппараты (электромагнитный шум), вентиляционные системы, т.е. источником шума в насосной оборотного водоснабжения является применяемые технологические оборудования и электроустановки. Длительное воздействие шума неблагоприятно для человека, так как снижается острота зрения и слуха, повышается кровяное давление, снижается внимание. Особенно вредно шум влияет на нервную и сердечно-сосудистую систему.

Согласно ГОСТ12.1.050-86 и СН 2.2.4/2.1.8.562-96 "шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки" по характеру частотного спектра шумы следует разделять на широкополосные и тональные. Широкополосный шум характеризуется непрерывным частотным спектром состоящим из отдельных тонов (шум от нагруженного трансформатора) широкий более одной октавы.

Допустимое значение уровней звука и звукового давления согласно СН 2.2.4/2.1.8.562-96 для насосного оборотного водоснабжения равен 80дБА. Уровень шума измеряется при помощи интегрирующего шумомера - виброметра ШИ-01В.

Уровень вибрации на проектируемом предприятии должен соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.012-90 "Вибрационная безопасность. Общие требования" и СН 2.2.4/2.1.8.566-96 "Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий" допустимые значения на рабочих местах насосного оборотного водоснабжения по уровням виброускорения Х0=У0=Z0=100дБ с продолжительностью во времени Твб=170мин.

Защита от вибрации это применение: упругодемпфирующих элементов; виброизоляции; устройств динамического виброгашения; устройств вибропоглащения.

Защита от шума это применение: устройств звукопоглащения; устройств звукоизоляции; специальных индивидуальных средств защиты человека от воздействия шума. Уровень акустической (звуковой) мощности промышленного оборудования установленного в проектируемом объекте приведены в таб. 10.1.

Таблица 10.1 Уровни акустической (звуковой) мощности промышленного оборудования установленного в проектируемом объекте

Вид оборудования	Уровень звуковой мощности (Lw, дБ) при средней геометрической частоте (Гц)
	63	125	250
Центробежные насосы с приводом	21	15	9
Вентиляторы с приводом	33	26	19
Кран-балка	63	56	49

Основным видом защиты от шума проектируемом предприятии применяем метод звукопоглащения выполненного на основе волокнистопористых поглотителей применяемых в виде акустической штукатурки THORSMAN для внутренней отделки помещений насосной оборотной воды. При этом поглащенная звуковая энергия волн данном виде звукопоглащения трансформируется в тепловую энергию.

Допустимые уровни общей вибрации для насосной оборотного водоснабжения при средней геометрической частоте 63 Гц приведена в таб. 10.2.

Таблица 10.2 Допустимые уровни общей вибрации

Средняя геометрическая частота, Гц	Допустимые значения (по осям х, у, z)
	виброскорости	виброускорения
	м/с •10-2	дБ	м/с2	дБ
	х, у	z	х, у	z	х, у	z	х, у	Z
63	3,2	1,1	100	100	12,50	4,50	90	90

Допустимый уровень локальной вибрации при геометрической частоте 63 и 125 Гц приведены в таблице 10.3.

Таблица 10.3 Допустимый уровень локальной вибрации

Средняя геометрическая частота, Гц	Допустимые значения
	виброскорости	виброускорения
	м/с	дБ	м/с2	дБ
63	1,4	100	5,4	85
125	1,4	100	10,7	90

Допустимое время воздействия вибрации при превышении уровня вибрации над нормативными значениями приведены в таблице 10.4.

Таблица 10.4 Допустимое время воздействия вибрации

Вибрация	Допустимое время воздействия вибрации (мин) при превышении уровней вибрации над нормативными значениями, не менее (дБ)
	0	3	6	9	12
Локальная	320	160	80	40	40
Общая	480	120	60	30	15

Допустимые характеристики вибрации в производственных помещениях насосной оборотного водоснабжения приведены в таблице 10.5.

Таблица 10.5 Допустимые характеристики вибрации в производственных помещениях насосной оборотного водоснабжения

Амплитуда колебаний вибрации, мм	Частота вибрации, Гц	Скорость колебательных движений, см/с	Ускорение колебательных движений, см/с2
0,007-0,005	50-75	0,22-0,23	70-90
0,005-0,003	75-100	0,19-0,23	90-100

Для защиты от вибрации проектируемом объекте применяем метод вибропоглащения, т.е. нанесение на вибрационную поверхность упруговязких демпфирующих материалов, обладающих большим внутренним трением в виде мастики и пластики WIBE by Schneider Electric.

Допустимые уровни напряженности электрических полей промышленной частоты и электромагнитных полей в производственных условиях производится согласно ГОСТ 12.1.002-84 (1999) и СанПиН 2.2.4.1191-03, путем применения 3х проводной системы электропитания системы освещения и 5ти проводной системой электропитания электродвигателей напряжением до 1000В и трехжильных бронированных кабелей в электроустановках напряжением выше 1000В с обязательным заземлением брони кабелей с обеих сторон, а также установкой всех коммутационных аппаратов в отдельном помещении.