Внутрицеховые сети делятся на питающие и распределительные. Питающие отходят от источника питания (ТП) к распределительным шкафам (РШ), к распределительным шинопроводам или к отдельным крупным ЭП. Распределительные внутрицеховые сети - это сети, к которым непосредственно подключаются различные ЭП цеха. Распределительные сети выполняются с помощью распределительных шинопроводов (ШРА) и распределительных шкафов.

По своей структуре схемы внутрицеховых электрических сетей могут быть радиальными, магистральными и смешанными.

Исходя из условия требования высокой надёжности обеспечения электроэнергией электроустановок участка флотационных машин и пожароопасной химически активной средой помещения цеха, наиболее подходит радиальная схема электроснабжения показанная на Рис. 10. Которую выполним питающими кабельными линиями от трансформатора №1 двухтрансформаторной КТП-1.

Питающие кабельные линии проложены в вертикальном туннеле по стене здания цеха и подходят распределительным шкафам и осветительному щитку. К распределительным шкафам подключены все электроприёмники участка. Питающая и распределительная сеть выполнена одножильным кабелем АВВГ различного сечения. Низковольтное компенсирующее устройство установлено на РУНН. Резервирование на стороне НН

осуществляется АВР выключателем QF2 от трансформатора №2 КТП-1.

Рис. 10. Электрическая схемы сети 0,4 кВ участка флотомашин

7.2 Расчёт электрических нагрузок в питающей и распределительной сети участка

7.2.1 Расчёт силовой электрической нагрузки в распределительной сети

Расчёт электрических нагрузок для распределительных шкафов на представлен в приложении 7.1.

Результаты расчётов силовой нагрузки сводим в таблицу 11.

Таблица 11 - Расчёт электрических нагрузок на участке флотационных

машин

7.3 Определение центра электрических нагрузок

Для определения места расположения ТП, необходимо построить картограмму нагрузок, которая представляет собой размещение на плане цеха окружностей, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчётным нагрузкам. Радиусы окружностей определяются по формуле:

 (68)

где т - принятый масштаб для определения площади круга, кВт/мм.

На основании построенных картограмм находят координаты условного центра нагрузок (УЦН)

; (69)

Картограмм нагрузок показана на рис 11.

Расчет центра электрических нагрузок приведен в приложении 7.2.

Рис. 11. Картограмм электрических нагрузок.

7.3.1 Выбор и расчёт троллейных линий

Троллейные линии предназначены для питания с помощью скользящих или токосъёмников передвижных подъёмно-транспортных устройств, применяемых в основных производственных, ремонтных, сборочных цехах, в котельных и т. п. Выполняются троллейные линии из профилированной стали, из алюминиевых шин, часто применяется комплектный троллейный шинопровод типа ШТМ. Сечения троллейных линий выбирают по нагреву длительным током нагрузки и проверяют на допустимую потерю напряжения о ИП до двигателя крана, находящегося в самой удалённой точке троллеев, как правило, не должна превышать 12%. Эта потеря напряжения в сетях 380 В складывается из потери напряжения в питающей линии (?U_п.л = 4ч5 %) в троллеях (?U_тр = 4ч5 %) и в распределительных сетях крана (?U_кр = 1ч2 %)

На вводе к троллейным линиям устанавливается коммутационный аппарат, чаще всего ящик с рубильником.

В местах секционирования троллеев оставляют изоляционный зазор не менее 50 мм, который, перекрываясь токосъёмником, не вызывает перерыва в электроснабжении подъемно-транспортного механизма.

Подвод питания следует предусматривать по возможности в середине троллеев. Расчёт электрических нагрузок для выбора троллейных линий выполняют метом расчётного коэффициента.

Пиковый ток /. Л.Л. Коновалова, Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учеб. пособие для техникумов. -М.: Энергоатомиздат, 1989 г. 528 с. с.102/ ЭП троллейных линий определяется по формуле:

I_пик = I^`_пуск + (I_p - K_и · I_ном.max), (70)

где I^`_пуск - наибольший пусковой ток двигателя, входящего в группу, А;

I_р - расчётный ток нагрузки группы ЭП, А;

K_и - коэффициент использования механизма, приводимого электродвигателем с наибольшим пусковым током;

I_ном.max - номинальный (приведённый к ПВ = 100%) ток электродвигателя с наибольшим пусковым током, А.

При определении потери напряжения в троллейной линии расчётные и пиковые токи определяют отдельно для питающей троллеи линии и для каждого плеча троллеев с учётом схемы подвода питания. Расчёт тролленйых линий на потерю напряжения следует производить при наиболее неблагоприятном расположении кранов в пролётах цеха /2 с. 190/.

Потеря напряжения, В, в троллеях

?U_т = ?e · I_пик · L / 10 000, (71)

где ?e - потеря напряжения на 100 А пикового тока и 100 м длины троллея, В/(А·м);

L - длина троллеев в один конец от точки подключения питающей линии, м;

Исходя из технологии производства и размеров цеха принимаем длину троллеев 200 м, подвод питания осуществляем в середине. Расстояние между фазами троллеев 250 мм. Троллейную линию выполняем из угловой стали 50х50х5 мм.

Параметры двигателей крана указаны в таблице 12, а расчётная нагрузка двигателей крана найдена в таблице 2.

Таблица 12 - Параметры двигателей крана

Механизм крана	Мощность двигателей, кВт	Номинальный ток, А
Главный подъём Вспомогательный подъём Механизм передвижения моста Механизм передвижения тележки	22 11 2 х 16 3,5	56,5 30,8 2 х 45 10,3
Итого	68,5

Используя найденные ранее данные о расчётной нагрузке крана и параметры его двигателей проведём расчёт троллейных линий (приложение 7.3).

7.3.2 Расчёт осветительных установок участка

Особенностями осветительных сетей электрических сетей по сравнению с сетями силовых ЭП являются: значительная протяжённость и разветвлённость, небольшие мощности отдельных ЭП и участков сети, наличие установок рабочего и аварийного освещения.

Для промышленных предприятий характерно два вида освещения: рабочее и аварийное. Рабочее освещение обеспечивает надлежащую освещённость всего помещения и рабочих поверхностей, аварийное - продолжение работы или безопасную эвакуацию людей из помещения при аварийном отключении рабочего освещения. Участки осветительной сети от источников питания (ИП) до групповых щитков освещения называют питающими, а от групповых щитков до светильников - групповыми. Питающие сети выполняются трёх- и четырёхпроводными, групповые линии в зависимости от протяжённости и количества подключаемых электроприёмников могут быть двух-, трёх- и четырёхпроводными.

Питающие сети для осветительных установок (ОУ) и силового электрооборудования рекомендуется выполнять, как правило, раздельными.

В производственных зданиях с несколькими встроенными КТП применяются схемы перекрестного питания рабочего и аварийного освещения (АО), при которых рабочее освещение одних участков здания питается от одной КТП, а АО - от другой, трансформатор которой не используется для питания рабочего освещения.

Расчёт осветительной сети состоит из определения сечения проводов во всех её звеньях, которые бы гарантировали: нагрев проводов, не превышающий допустимые значения температуры; допустимые значения потерь напряжения у наиболее удалённого от источника питания источника света (ИС); достаточную механическую прочность проводов

Осветительные сети чаще всего рассчитываются по допустимой потере напряжения с последующей проверкой на нагрев.

7.3.3 Расчёт осветительной сети по допустимой потере напряжения

Допустимая потеря напряжения в осветительной сети /2 с.181/, то есть потеря напряжения на участке от источника питания (обычно шин низшего напряжения ТП ) до последней лампы, в % номинального напряжения, подсчитывается по формуле

U = U₀ - U_min -U _т (72)

где U₀ - напряжение холостого хода на вторичной обмотке трансформатора и равное 105 % номинального напряжения лампы;

U_min- наименьшее напряжение, допускаемое у ИС, % номинального (принимается равным 95% );

U _т - потери в трансформаторе /2 с.180/, приведенные к вторичному номинальному напряжению и зависящие от мощности трансформатора, его загрузкии коэффициента мощности нагрузки, %.

ДU_т = ?_т · cos ? · (U_а% + U_р% · tg ?), (73)

где ?_т - коэффициент загрузки трансформатора расчётной средней мощностью;

cos ?? - коэффициент мощности нагрузки трансформатора и соответствующий его значению tg ?;

U_а% - активная составляющая напряжения КЗ трансформатора:

, (74)

где ?P_k,ном - номинальные потери мощности КЗ трансформатора, кВт;

S_ном,т - номинальная мощность трансформатора, кВА.

U_р% - реактивная составляющая напряжения КЗ трансформатора:

, (75)

где u_к% - напряжение КЗ трансформатора.

Расчет допустимой потери напряжения в осветительной сети участка флотомашин представлен в приложении 7.4.

7.3.4 Выбор сечения проводов осветительной сети

Когда необходимо рассчитать сечения проводов разветвлённой осветительной сети и при этом выполнить условия, обеспечивающие минимальный расход проводникового материала /2 с.185/, пользуются формулой:

, (76)

где ?M - сумма моментов нагрузки данного и всех последующих по направлению потока энергии участков осветительной сети (включая ответвления с тем же числом проводов в линии, что и данный рассчитываемый участ), кВт·м;

?M - сумма моментов нагрузки всех ответвлений, питаемых через данный участок с другим числом проводов, отличным от числа проводов данного участка, кВт·м;

б_пр - коэффициент приведения моментов /2 табл.3.17/, зависящий от числа проводов на участке линий и в ответвлении.

С - коэффициент зависящий от системы сети и материала проводника /2 табл. 3.13/.

При нескольких сосредоточённых нагрузках или если участок линии имеет равномерно распределённую по длине нагрузку, что имеет место в осветительной распределительной сети, сумму моментов можно заменить моментом одной нагрузки с длиной линии, равной длине L_прив.

В частности, для нагрузки, равномерно распределённой по длине линии, м,

, (77)

где L₀ - расстояние от пункта питания до точки присоединения первой нагрузки, м;

L - длина участка сети с равномерно распределённой нагрузкой, м.

В этом случае момент нагрузки

, (78)

где р - узловая мощность нагрузки.

После выбора сечения кабеля находим действительную потерю напряжения по формуле:

, (79)

Расчет сечения проводов осветительной сети представлен в приложении 7.5.

7.3.5 Проверка выбранного сечения осветительной сети по нагреву Расчётный ток для двухпроводной осветительной сети

, (80)

где P_ном - суммарная установленная мощность ИС в групповой линии;

U_ф - фазное напряжение осветительной сети;

cos? - мощности ИС.

Расчётный ток для четырёхпроводной осветительной сети

, (81)

где U_л - линейное напряжение осветительной сети.

В результате должно соблюдаться условие, длительно допустимый ток кабеля I_д выбранного сечения должен быть больше или равен расчётному току.

I_p ? I_д, (82)

7.3.6 Выбор сечения проводов осветительной сети по механической прочности

Сечения проводников осветительных сетей выбирают по условию механической прочности: для алюминиевых проводов и кабелей минимальное сечение 2 мм².

,

Сечения проводников осветительных сетей выбирают по условию механической прочности: для алюминиевых проводов и кабелей минимальное сечение 2 мм2.

Минимальное сечение проводов в осветительной сети 10 мм2, что соответствует условию механической прочности для алюминиевых проводов.

7.4 Выбор сечений проводов и жил кабелей по длительно допустимому току

Выбор сечения проводов и жил кабелей цеховой сети выбирают по нагреву длительным расчетным током:

где - поправочный коэффициент на условия прокладки проводов и кабелей;

т.к. провода и кабели прокладываются в стальных трубах.

Выбор сечений проводников для питания отдельных электроприёмников присоединяемых к распределительному шкафу определяется по номинальной мощности этого ЭП номинальный ток нагрузки I_ном находится по формуле /2, с.79/:

, (83)

где Рном - номинальная активная мощность электроприёмника, кВт;

Uном - номинальное линейное напряжение сети, кВ;

cos? - номинальный коэффициент мощности нагрузки;

- номинальный КПД.

Используя расчётный ток распределительных шкафов таблица ?, поправки на температуру окружающей среды и количество параллельно прокладываемых кабелей подбираем сечение и марку кабелей.

Например для КЛ1 соединяющей распределительный шкаф РШ1 с шиной 0,4 кВ трансформатора 1 КТП1 расчёт следующий порядок выбора сечения кабеля следующий:

Расчётная нагрузка КЛ1 по таблице 10 составляет 519 А по справочнику выбираем наименьшее стандартное сечение кабеля удовлетворяющее условию формулы 75. Это одножильный кабель марки АВВГ сечением 4 (1 х 300 мм²) и длительно допустимым током 555 А. 519 А ? 555 А.

Выбор остальных кабелей сведём в таблицу 13 и таблицу 14.

Таблица 13 - Выбор питающих кабельных линий по условиям нагрева

Таблица 14 - Выбор проводников к отдельным электроприёмникам

7.5 Выбор аппаратов защиты

Для защиты электрических сетей напряжением до 1 кВ применяют плавкие предохранители, автоматические выключатели, тепловые реле магнитных пускателей.

Выбор аппаратов защиты производится с учётом следующих требований:

1) Номинальный ток и напряжение аппарата защиты должны соответствовать расчётному длительному току и напряжению электрической цепи. Номинальные токи расцепителей автоматических выключателей и плавких вставок предохранителей нужно выбирать по возможности меньшими по расчётным токам защищаемых участков сети или по номинальным токам отдельных ЭП в зависимости от места установки аппарата защиты с округлением до ближайшего большего стандартного значения.

2) Время действия аппаратов защиты должно быть по возможности меньшим и должна быть обеспечена селективность действия защиты соответствующим подбором надлежащей конструкции защитного аппарата и его защитной характеристики.

3) Аппараты защиты не должны отключать установку при перегрузках, возникающих в условиях нормальной эксплуатации, например при включении асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором, при рабочих пиках технологических нагрузок и т.п.

4) Аппараты защиты должны обеспечивать надёжное отключение в конце защищаемого участка двух- и трёхфазных КЗ при всех видах режима работы нейтралей сетей, а также однофазных КЗ в сетях с глухозаземлённой нейтралью

Выбор аппарата защиты питающей сети на РУНН.

Номинальный ток расцепителя должен быть не меньше расчётного тока нагрузки, длительно протекающего по защищаемому элементу /5 с.289/:

I_{ном.рас} I_р (84)

где I_{ном.рас} - номинальный ток расцепителя;

I_р - расчётный ток нагрузки.

При допустимых кратковременных перегрузках защищаемого элемента автоматический выключатель не должен срабатывать; это достигается выбором уставки мгновенного действия по условию

I_{ном.расц.мг} 1,25 I_пик (85)

где I_пик - пиковый ток, А, который для групп ЭП определяется по формуле 62 .

Расцепители выключателей с уставками, выбранными по условию избирательности, должны удовлетворять требованиям чувствительности, которые сводятся к следующему: минимальный ток КЗ (обычно рассматривают однофазное КЗ) в самой удалённой точке защищаемой линии должен быть больше номинального тока расцепителя замедленного действия не менее чем в 3 раза, а для выключателей, имеющих только расцепители мгновенного действия, минимальный ток КЗ в самой удалённой точке линии должен превышать ток установки мгновенного действия не менее чем в 1,4 раза для выключателей с номинальным током до 100 А и в 1,25 раза для всех других выключателей.

Для защиты РУНН устанавливаем автоматический выключатель ВА75, у которого I_{ном.расц} = 2500 А.

Расчетная нагрузка на шинах

РУНН Т1 КТП-1 I_р.рунн = 1769 А.

Проверяем I_{ном.расц} = 2500 А > I_р.рунн = 1769 А.

Пиковый ток на РУНН

Номинальный ток электродвигателя с наибольшим пусковым током по таблице 11 I_ном.max = 465 А.

Кратность пускового тока АД привода насоса _пуск = 4

К_{и.ном.max} = 0,75

Проверяем

>

Для защиты распределительных кабельных линий устанавливаем автоматические выключатели типа А3794, выбор выключателя осуществим на примере КЛ2 питающей распределительный шкаф РШ2.

Расчетная нагрузка РШ2 по таблице 11:

I_р.рш2 = 206 А.

Номинальное значение рабочего тока полупроводникового расцепителя

I_{ном.расц.рш2} = 250 А.

Проверка I_{ном.расц.рш2} = 250 А > I_р.рш2 = 206 А.

Пиковый ток на РШ2.

Номинальный ток электродвигателя с наибольшим пусковым током по таблице 11:

I_{ном.max.рш2} = 60 А.

Кратность пускового тока АД привода импеллера:

_{пуск.рш2} = 4

К_{и.ном.max.рш2} = 0,8

Проверяем

>

Для защиты одиночных ЭП небольшой мощности, присоединяемых к распределительным шкафам, устанавливаем автоматические выключатели типа АП-50, выбор выключателя осуществим на примере защиты АД привода пеноснимателя.

Номинальный ток ЭП по таблице 11:

I_ном.эп = 1 А.

Номинальное значение рабочего тока максимального расцепителя:

I_{ном.max.расц} = 2,5 А.

Проверяем:

I_{ном.max.расц} = 2,5 А. > I_ном.эп = 1 А.

Пиковый ток ЭП.

Кратность пускового тока для АД привода пеноснимателя:

_{пуск.эп} = 4

Проверяем:

>

Проверка сечения проводников по допустимой потере напряжения

Выбранные по длительно допустимому току и согласованные с током защиты аппаратов сечения проводников внутрицеховых сетей должны быть проверены на потерю напряжения. При эксплуатации электрических сетей, зная уровень напряжения на выводах у наиболее удалённого ЭП и рассчитав потерю напряжения, можно определить напряжение на вторичной стороне питающего трансформатора и выбрать устройства для регулирования напряжения на питающем конце линии. Для нормальной работы ЭП напряжение на его выводах должно быть по возможности ближе к номинальному значению.

Номинальное напряжение на вторичной обмотке трансформатора согласно ГОСТ принято на +5 % выше номинального напряжения сети. Допустимое нормальное отклонение напряжения у наиболее удалённого ЭП должно быть не ниже -5%. Таким образом общее снижение напряжения в сети от источника питания до наиболее удалённого ЭП равно 10 % номинального значения.

Для сети трёхфазного переменного тока с несколькими распределёнными нагрузками потеря напряжения определяется по формуле:

, (86)

где P - расчётная или номинальная (для одиночного ЭП) мощность нагрузки, кВт;

L - расстояние до нагрузки, км;

r₀, x₀ - активное и реактивное удельное сопротивление материала проводника;

tg? - коэффициент мощности нагрузки.

Для нахождения наибольшей потери напряжения в сети участка флотации необходимо:

Найти максимальную потерю напряжения в распределительной сети у наиболее удалённого ЭП.

Найти максимальную потерю напряжения в питающей сети

Сумма максимальных потерь напряжения в распределительной и питающей сети не должна превышать 10 % от номинального напряжения.

Найдём наибольшую потерю напряжения в распределительной сети и результаты сведём в таблицу 15.

Таблица 15 - Потеря напряжения в распределительной сети

Найдём наибольшую потерю напряжения в питающих кабелях и результаты сведём в таблицу 16. Сумма потери напряжения в питающей и распределительной сети, не должна превышать 5%. Результаты в таблице 17.

Насос привода подачи флотошлама

Сечение кабеля или провода F_насос = 240 мм².

Удельное активное сопротивление провода или кабеля выбранного сечения

r_0.насос = 0,129 Ом/км

Удельное реактивное сопротивление 1 км кабеля выбранного сечения при напряжении 380 В по /7, табл.7.28/.

х_0.насос = 0,06 Ом/км

U_ном.эп = 380 В

Коэффициент мощности ЭП:

tg?_насос = 0,6.

Активная мощность ЭП:

Р_насос = 250 кВт.

Длина проводника:

L_насос = 0,1 км.

Найдём наибольшую потерю напряжения в питающих кабелях.

Потеря напряжения в кабельной линии КЛ2 от РУНН до РШ2.

Сечение кабеля:

F_кл2 = 150 мм².

Удельное сопротивление материала проводника:

?_ал = 0,0324 км/(Оммм²).

Удельное активное сопротивление кабеля выбранного сечения:

?

Средневзвешенный коэффициент мощности ЭП РШ2:

tg?_рш2с = 0,685.

Расчётная мощность ЭП РШ2:

P_р.рш2 = 121 кВт.

Длина кабеля:

L_кл2 = 0,04 км.



Таблица 16 - Потеря напряжения в питающих кабелях

Таблица 17 - Наибольшая суммарная потеря напряжения

7.5 Расчёт токов короткого замыкания

При расчёте токов короткого замыкания в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ допускается:

Использовать упрощенные методы расчётов, если их погрешность не превышает 10%;

Максимально упрощать и эквивалентировать всю внешнюю сеть по отношению к месту КЗ и индивидуально учитывать только автономные источники электроэнергии и электродвигатели, непосредственно примыкающие к месту КЗ;

Не учитывать насыщение магнитных систем электрических машин;

Не учитывать ток намагничивания трансформаторов;

Принимать коэффициенты трансформации трансформаторов равными отношению средних номинальных напряжений тех ступеней напряжения сетей, которые связывают трансформаторы;

Не учитывать влияние синхронных и асинхронных электродвигателей или комплексной нагрузки, если их суммарный номинальный ток не превышает 1% начального значения периодической составляющей тока в месте КЗ, рассчитанного без учёта электродвигателей или комплексной нагрузки.

7.5.1Расчёт начального значения периодической составляющей тока трёхфазного короткого замыкания

При расчёте токов КЗ в электроустановках, получающих питание непосредственно от сети энергосистемы, допускается считать, что понижающие трансформаторы подключены к источнику неизменного по амплитуде напряжения через эквивалентное индуктивное сопротивление.

Значение этого сопротивления Х_с, мОм, приведённое к ступени низшего напряжения сети, следует рассчитывать по формуле

, (87)

где U_ср.НН - среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора, В;

U_ср.ВН - среднее номинальное напряжение сети, к которой подключена обмотка высшего напряжения трансформатора, В;

I_к.ВН = I_п0.ВН - действующее значение периодической составляющей тока при трёхфазном КЗ у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, кА;

S_к - условная мощность короткого замыкания у выводов обмотки высшего напряжения, МВА.

В случае, когда понижающий трансформатор подключен к сети энергосистемы через реактор, воздушную или кабельную линию (длиной более 1 км), необходимо учитывать не только индуктивные, но и активные сопротивления этих элементов.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока трёхфазного КЗ (I_п0) в килоамперах без учёта подпитки от электродвигателей следует рассчитывать по формуле:

, (88)

где U_ср.НН - среднее номинальное напряжение сети, в которой произошло замыкание, В;

R_1?, X_1? - соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи КЗ, мОм. Эти сопротивления равны:

R_1???= R_т + R_р??? R_тА??? R_кв + R_ш??? R_к?? R_1кб + R_вл??? R_д

X_1???= X_c + X_т + X_р??? X_тА??? X_кв + X_ш???X_1кб + X_вл ,

где X_с - эквивалентное индуктивное сопротивление системы до понижающего трансформатора, мОм, приведённое к ступени низшего напряжения;

R_т, X_т - активное и индуктивное сопротивление прямой последовательности понижающего трансформатора, мОм, приведённые к ступени низшего напряжения сети, их рассчитывают по формулам;

, (89)

, (90)

где S_т.ном - номинальная мощность трансформатора, кВА;

P_к.ном - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

U_НН.ном - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ;

u_к - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

R_тА и X_тА - активное и индуктивное сопротивление первичных обмоток трансформатора тока, мОм;

R_р и X_р - активное и индуктивное сопротивление реактора, мОм;

R_кв и X_кв - активное и индуктивное сопротивления токовых катушек и переходных сопротивлений подвижных контактов автоматических выключателей, мОм;

R_ш и X_ш - активное и индуктивное сопротивления шинопроводов, мОм;

R_к - суммарное активное сопротивление различных контактов и контактных соединений, мОм. При приближённом учёте сопротивлений контактов следует принимать: R_к = 0,1 мОм - для контактных соединений кабелей; R_к = 0,01 мОм - для шинопроводов; R_к = 1,0 мОм - для коммутационных аппаратов;

R_1кб и X_1кб - активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности кабелей, мОм;

R_1вл и X_1вл - активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности воздушных линий ил проводов, проложенных открыто на изоляторах, мОм;

R_д - активное сопротивление дуги в месте КЗ, мОм;

Учёт асинхронных электродвигателей при расчёте токов КЗ

Если электроснабжение электроустановки осуществляется от энергосистем через понижающий трансформатор и вблизи места КЗ имеются асинхронные электродвигатели, то начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ с учётом подпитки от электродвигателей следует определить как сумму токов от энергосистемы и от электродвигателей.

При расчётах начального значения периодической составляющей тока КЗ от асинхронных электродвигателей последние следует вводить в схему замещения сверхпереходным индуктивным сопротивлением. При необходимости проведения уточнённых расчётов следует также учитывать активное сопротивление асинхронного электродвигателя.

Сверхпереходное индуктивное сопротивление асинхронного электродвигателя в мОм равно

, (91)

где U_ф.ном - номинальное фазное напряжение электродвигателя, В;

I_п - кратность пускового тока электродвигателя по отношению к его номинальному;

I_ном - номинальный ток электродвигателя, А;

R_АД - суммарное активное сопротивление, характеризующее асинхронный электродвигатель в начальный момент КЗ, мОм.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ от асинхронного электродвигателя в килоамперах рассчитывают по формуле

, (92)

где R_1?, X_1? - соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи, включенной между электродвигателем и расчётной точкой КЗ, мОм;

- сверхпереходная ЭДС асинхронного электродвигателя.

(93)

где U_ф|0|, I_|0|, cos?_|0| - фазное напряжение, ток статора и коэффициент мощности в момент, предшествующий КЗ.

Методы расчёта несимметричных коротких замыканий

Расчёт токов несимметричных КЗ выполняют с использованием метода симметричных составляющих. При этом предварительно следует составить схему замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей.

В схему замещения прямой последовательности должны быть введены все элементы исходной расчётной схемы, причём при расчёте начального значения периодической составляющей тока несимметричного КЗ асинхронные электродвигатели должны быть учтены сверхпереходными ЭДС и сверхпереходными сопротивлениями.

Схема замещения обратной последовательности также должна включать все элементы исходной расчётной схемы, кроме источников ЭДС. Сопротивления обратной последовательности для асинхронных машин следует принимать равными сверхпереходным сопротивлениям.

Начальное значение периодической составляющей тока однофазного КЗ в килоамперах определяют по формуле

, (94)

где R_1?, X_1? - соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления прямой последовательности расчётной схемы относительно точки КЗ, мОм;

R_0?, X_0? - соответственно суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления нулевой последовательности расчётной схемы относительно точки КЗ, мОм. Эти сопротивления равны:

R_0???= R_0т + R_р??? R_тА??? R_кв + R_ш??? R_к?? R_1кб + R_вл??? R_д

X_0???= X_0т + X_р??? X_тА??? X_кв + X_ш???X_1кб + X_вл ,

где R_0т, X_0т - активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности понижающего трансформатора. Для трансформаторов, обмотки которых соединены по схеме ?/Y₀, при расчёте КЗ в сети низшего напряжения эти сопротивления следует принимать равными соответственно активным и индуктивным сопротивлениям прямой последовательности.

Расчёта токов КЗ в сети 0,4 кВ



Рис. 12. Расчётная схема.

1. Проведём расчёт токов КЗ в цепи РУНН - КЛ1 - РШ - АД(скрубер) по расчётной схеме рис. 12.

Рис. 13. Схема замещения.

Составим схему замещения с учётом подпитки от асинхронных электродвигателей показанную на рис 13.



Рис. 14. Эквивалентированная схема прямой последовательности

4. Находим эквивалентную ЭДС источников (фазную)

, (95)

5. Находим эквивалентное сопротивление прямой последовательности расчётной схемы относительно точки КЗ.

Рассчитаем начальное действующее значение периодической составляющей тока трёхфазного короткого замыкания с учётом асинхронных двигателей.

Находим активное и индуктивное сопротивление нулевой последовательности относительно точки КЗ.

Рассчитаем начальное действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ.

Определяем величину ударного тока КЗ.

10. Величину периодической составляющей и ударного тока КЗ в разных точках электрической сети сводим в таблицу 18.

Расчет токов короткого замыкания приводится в приложении 7.6.

Таблица 18 - Величина тока КЗ в различных точках электрической сети 0,4 кВ

1

7.6 Проверка выбранных проводников и аппаратов на действие токов КЗ

Проверку автоматических выключателей следует производить по условиям:

I_{откл.ном} I_п0; (96)

i_вкл i_уд; (97)

Проверка проводников по условию соответствия выбранному защитному устройству

, (98)

где - коэффициент защиты по /. А.А. Фёдоров, Л.Е. Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. -М.: Энергоатомиздат, 1987 г. табл. 7.6/, представляющий собой отношение длительного тока для провода или жил кабеля к параметру защитного устройства;

- параметр защитного устройства (ток срабатывания, номинальный ток).

Проверим выключатель QF1 типа ВА75:

I_{откл.ном} = 45 кА,

I_п0.к1 = 17,97 кА,

I_{ном.откл.} I_п0.к1 ,

45 кА 17,97 кА.

i_вкл = 75 кА,

i_уд.к1 = 37,24 кА,

i_вкл i_уд.к2,

75 кА 37,24.

8. Расчет релейной защиты кабельных линий 6 кВ

В распределительных сетях 6 кВ, имеющих одностороннее питание, предусматривают устройства релейной защиты от междуфазных замыканий и однофазных замыканий на землю. Наиболее распространенным видом защиты от междуфазных замыканий является максимальная токовая защита (МТЗ) и токовая отсечка (ТО)

Расчёт уставок максимальной токовой защиты

Максимальный рабочий ток линии рассчитывается по максимальной суммарной мощности силовых трансформаторов, которые могут питаться по защищаемой линии в нормальном, ремонтном или послеаварийном режимах.

, (99)

А,

Ток срабатывания защиты

, (100)

где k_н - коэффициент надёжности, учитывающий погрешность реле и необходимый запас, в зависимости от типа реле /12/;

k_сзп - коэффициент самозапуска, значение которого зависит от вида нагрузки и её параметров;

k_в - коэффициент возврата реле, в зависимости от типа реле.

А.

Ток срабатывания реле

(101)

где k_сх - коэффициент схемы, равен 1 при соединении ТТ в неполную звезду /12, стр. 20/; k₁ - коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Для установленных на отходящих КЛ 6 кВ РУ-1 установлены трансформаторы тока типа ТОЛ-10 У3 с I_ном. = 300 А

Выбираем реле типа РТВ-I имеющее уставку тока 5 А.

Коэффициенты чувствительности защиты в основной зоне:

(102)

где - минимальное значение двухфазного тока.

Что удовлетворяет условию чувствительности в основной зоне.

Коэффициент чувствительности в зоне резервирования , т. е. при КЗ на шинах низшего напряжения трансформатора должен удовлетворять условию 1,2. При КЗ на шинах 0,4 кВ значение двухфазного тока КЗ, приведенного к стороне ВН :

Что удовлетворяет условию чувствительности в зоне резервирования.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал. Защита выполняется установкой трансформаторов тока нулевой последовательности с действием на устройство сигнализации заземления УСЗ-3М.

Проверка на 10% погрешность трансформаторов тока

Расчет произведем для ТТ типа ТОЛ-10, установленных в РУ-1 на отходящих КЛ 6кВ.

Предельная краткость (k₁₀) расчетного тока (I_расч) по отношению к первичному номинальному току (I_ном.) ТТ:

(103)

Величина тока I_расч выбирается для МТЗ с зависимой характеристикой

I_расч = 1,1 I_согл., (104)

где I_согл. - ток, который соответствует току КЗ, при котором производится согласование по времени последующей и предыдущей защит и определяется ступень селективности.

По карте селективности определим I_согл. = 700 А.

По кривой предельных кратностей сердечника класса Р трансформатора тока типа ТОЛ-10 /15, рис. П-6/ для k₁₀ = 3,85 соответствует допустимая погрешность вторичная нагрузка Z_{н. доп.} = 2,00 Ом.

Наибольшая фактическая нагрузка ТТ для двухфазной двухрелейной схемы /15, табл. 1-5/:

Z_{н. расч.} = 2r_пр. + Z_p + r_пер., (105)

где r_пр. - сопротивление проводов; Z_p - сопротивление реле; r_пер - сопротивление контактов.

Сопротивление реле РТВ-I при втянутом якоре при установке I_ср = 12,5А подсчитывается по выражению:

, (106)

где S - потребляемая мощность; I - ток, при котором задана потребляемая мощность.

По техническим данным привода ПП-67 /15, табл. П-6/ S = 114 ВА.

.

Сопротивление проводов не учитываем, так как реле РТВ установлены в непосредственной близости от ТТ

Z_{н. расч.} = 0,73+0,1 = 0,83 (Ом).

Погрешность ТТ не превышает 10%, если соблюдается условие

Z_{н. расч.} < Z_{н. доп..}

В нашем случае

0,83 < 2,0.

Следовательно, погрешность ТТ, установленных в ТП РТП-1 на распределительных КЛ-10кВ, не превышает 10%.

Проверка остальных ТТ на 10% погрешность производится аналогично на основании выше приведенных расчетов.

9. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТЫ ПО ЭКОНОМИИ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ НА ПРОМЫШЛЕННОМ ПРЕДПРИЯТИИ

Переход к рыночным отношениям в российской экономике потребовал пересмотра многих положений в развитии энергетики. Претерпела изменения общая концепция постоянного наращивания энергетических мощностей без серьезного анализа того, как эти мощности и вся масса ежегодно производимых энергоресурсов расходуется в народном хозяйстве страны, насколько рационально энергия используется потребителями. Современный подход к энергетическому развитию России ставит эту проблему «с головы на ноги» -- в первую очередь предлагается навести порядок в энергохозяйстве потребителей, прежде всего в промышленности, где расходуется более половины всех вырабатываемых энергоресурсов, разработать и внедрить широкий комплекс энергосберегающих мер, максимально использовать вторичные энергоресурсы, а уж затем, определив истинные потребности, развивать на современной технической основе энергетические мощности и коммуникации в стране. Действительно, в нашей энергетике складывалась парадоксальная ситуация: на электростанциях с большим трудом и затратами экономится каждый грамм топлива на производимый киловатт-час, каждый килограмм на гигакалорию, а у потребителей эта энергия, также как тонны непосредственно сжигаемого натурального топлива в буквальном смысле «летят в трубу».

Бережное расходование природных богатств России, главными из которых являются уникальные запасы органического топлива -- нефти, газа, разнообразных сортов угля, позволит сэкономленные энергоносители поставить на мировой энергетический рынок, и эти «нефтедоллары» помогут стране скорее выйти из экономического кризиса.

Очень велика роль промышленный энергетики в решении этих глобальных задач, хотя, не являясь единой отраслью, она не может централизованно проводить единую энергосберегающую политику. Здесь, вероятно, потребуется разработка и осуществление национальной комплексной программы с ресурсным обеспечением, как это сделано почти во всех развитых странах. Там результаты энергосбережения превзошли все ожидания: энергоемкость национального дохода была снижена на 15--25 %.

Рыночная экономика по своей природе стимулирует рациональное энергоиспользование, поскольку при высоких ценах очень сильно выросли затраты на энергию в себестоимости промышленной продукции. Так на обогатительной фабрике «Нерюнгринская» они составляли 1 % и менее, а сейчас измеряются десятками (до 30 %). Очевидно, что энергосбережение в промышленности становится важнейшей и первоочередной экономической задачей, решение которой не только повысит конкурентоспособность предприятия на рынке при стабилизации российской экономики, но может помочь предприятию выйти из нынешней непростой ситуации.

Несмотря на прежнее централизованное управление энергоэкономические мероприятия на предприятии носили случайный и разрозненный характер, рапорты об экономии энергоресурсов, как правило, не соответствовали действительности, планы энергосберегающих мероприятий не выполнялись, что было трудно проверить при плохой организации внутризаводского энергетического учета. По-видимому, сегодня такое положение невыгодно самому предприятию и должно исправляться на базе современных технических и организационно-экономических разработок отечественной и зарубежной науки.

Наиболее эффективно энергосбережение на предприятии при комплексном решении технических, технико-экономических и организационных вопросов, относящихся ко всей энергетике предприятия -- к системам энергоснабжения и энергоиспользования -- и к управлению энергетическим хозяйством. Технико-экономические и организационные проблемы заключены в совершенствовании выполнения функций управления.

Основные технические проблемы промышленной энергетики и пути их
решения на предприятии заключены в следующих направлениях:

1. замена оборудования (техническое перевооружение), используемых материалов наиболее выгодными, имеющими лучшие технические, энергетические и техно-экономические показатели;

2. модернизация промышленного оборудования, особенно технологических аппаратов, с повышением полезного использования энергии в них и сокращением потерь, прежде всего энергетических;

3. интенсификация производственных процессов с повышением загрузки технологического оборудования и, соответственно, снижением удельных энергозатрат на единицу продукции, на работу или операцию;

4. введение дополнительных устройств -- дооборудование технологических энергоиспользующнх установок и процессов при улучшенном оснащении, установке дополнительного, в том числе вспомогательного оборудования, приборов и автоматики для оптимизации производства и сокращения удельных энергозатрат;

5. изменение рабочих параметров оборудования и энергии в целях улучшения технико-экономических показателей производственных процессов;

6. улучшение использования энергии внутри технологических энергоиспользующих установок, сокращение прямых потерь и соответственное повышение КПИ;

7. улучшение использования ВЭР;

8. повышение надежности энергоснабжения и работы энергооборудования в целях предотвращения аварийных остановов и простоев, связанных с материальными и энергетическими потерями.

Эти направления относятся к конкретным элементам энергетики промышленного предприятия в системах энергоснабжения и энергоиспользования, где в энергетическое хозяйство предприятия входит все энергоснабжение и частично энергоиспользование -- энергоприемники технологических установок, обслуживаемые энергетиками.

Вся область проведения энергосберегающих мероприятий, классифицированная по их направлениям и элементам заводской энергетики, показана в табл. 19 где каждая клетка со знаком «+» означает группу мероприятий, например «Модернизация заводских источников энергии» или «Повышение надежности энергоприемников» и т. д. Если сочетание направления и элемента не имеет смысла (например, «Дополнительные устройства» и «Обрабатываемый материал»), в клетке стоит знак «-».

Матрица табл. 19 представляет собой трафарет, с помощью которого может быть намечен достаточно полный перечень энергосберегающих мероприятий, исходя из технического состояния и сегодняшних характеристик экономичности по каждой единице энергооборудования, в каждом элементе промышленной энергетики на перерабатывающей фабрике.

Технико-экономические расчеты, которые могут проводиться по методическим положениям, приведенным ниже, позволят определить экономический эффект каждого мероприятия. По этому эффекту, а также по различным экономико-технологическим соображениям (наличию средств, оборудования, возможности остановки производства и другим) следует ранжировать намеченные мероприятия по очередности и срокам их выполнения, т. е. составить перспективный план энергосбережения.

Наиболее эффективна замена старого оборудования на новое, прогрессивное и экономичное, т. е. техническое перевооружение, затрагивающее основное производство и энергетику предприятия и требующее солидных инвестиций. Другие направления энергосбережения, хотя в большинстве случаев менее эффективны, но и менее капиталоемкие, и могут реализовываться собственными силами. Об этом свидетельствуют данные Мировой энергетической конференции (МИРЭК): 5--10 % экономии энергоресурсов можно получить сравнительно просто; следующие 5--10 % потребуют до вольно значительных затрат; а получение дальнейшей экономии в 20 % уже связано с большими капиталовложениями.

Таблица 19 - Основные направления энергосбережения на промышленном предприятии

Системы энергетики предприятия	Элементы систем энергоснабжения и знергоиспользования	Замена	Модернизация	Интенсификация	Дополнительные устройства	Изменение параметров	Улучшение использования энергоресурсов	Повышение надежности
							внутри агрегатов	вне агрегатов (ВЭР)
Система энергоснабжения	Энергохозяйство предприятия	Заводские источники энергии	+	+	+	+	+	+	+	+
		Заводские преобразователи энергии	+	+	+	+	--	+	--	+
		Заводские энергетические коммуникации	+	+	--	+	+	+	+	+
		Энергия, подводимая к технологической энергоиспользующей установке	+	--	+	--	+	+	+	+
Система энергоиспользования		Энергоприемник технологической энергоиспольэующей установки	+	+	+	+	--	+	--	+
	Устройство передачи энергии из энергоприемника в технологический аппарат	+	+	--	+	+	+	--	+
	Промежуточный внутриагрегатный энергоноситель	+	--	+	+	+	+	+	+
	Технологический аппарат	+	+	+	+	+	+	+	+
	Обрабатываемый материал	+	--	--	--	--	+	+	--

Экономическая сущность технического перевооружения -- компенсация физического и морального износа оборудования. Замена изношенного оборудования не требует обоснования, поскольку оно снижает надежность работы, требует повышенных затрат на ремонтное обслуживание и имеет низкие эксплуатационные характеристики.

Оценка морального износа значительно сложнее, и замена оборудования по этому показателю требует экономического обоснования. В общем виде степень морального износа М_и,%, вычисляется так:

, (107)

где И_д -- ежегодные издержки на действующем оборудовании (без учета амортизационных отчислений), руб/год;

И_ср -- среднеотраслевые издержки по данной группе оборудования, руб/год;

К_ср -- среднеотраслевые капитальные затраты на воспроизводство данного оборудования, руб;

Е_н -- нормативный коэффициент экономической эффективности, равен банковской процентной ставке, (руб/год)/руб.

Применительно к энергетической оценке морального износа М_{н э}, %, формула (1) может быть трансформирована:

, (108)

где b_д -- удельный расход энергии (в условном топливе) на данном оборудовании, т у.т/ед. продукции;

b_ср -- то же среднеотраслевой;

П -- годовой выпуск продукции на данном оборудовании, ед. продукции/год;

Ц_т --тариф на используемую энергию, пересчитанный на 1 т у.т., для данного региона, руб/т у.т.;

К_о6 -- капиталовложения в оборудование, руб.

Числитель дроби в формуле (2) -- это превышение энергетической составляющей издержек по сравнению со среднеотраслевой величиной. Так по формуле можно определить сравнительную степень морального износа оборудования и наметить очередность технического перевооружения по этому показателю. Замене могут подлежать также: способ передачи энергии из энергоприемника в технологический аппарат (например, замена редуктора, регулирующего частоту вращения, на тиристорный электропривод); вид и качество материала в целях снижения энергозатрат на его обработку (например, повышение концентрации растворов, дробление или агломерирование материалов и др.).

Модернизация энергетического и технологического оборудования также компенсирует моральный износ, ее эффективность иногда выше, чем перевооружение, за счет существенно меньших капитальных затрат и при осуществлении своими силами. Ее эффективность Э, руб/год, может рассчитываться по значению экономии энергоресурсов, а также при снижении других эксплуатационных затрат:

, (109)

где b_б и b_м -- удельные расходы энергоресурсов (в условном топливе) на базовом и модернизированном оборудовании, т/ед. продукции;

dИ_м -- снижение эксплуатационных расходов (кроме энергетических затрат) после модернизации, руб/год;

dИ_a = аК_м -- рост амортизационных отчислений при увеличившейся балансовой стоимости модернизированного оборудования (а -- норма амортизации), руб/год;

К_м -- капитальные затраты на модернизацию, руб.

Интенсификация производственных процессов должна выражаться в увеличении производительности установок без существенных изменений конструкции, за счет либо ускорения технологических и других производственных процессов, либо за счет их лучшей организации. Как правило, интенсификация процессов должна вести к повышенному, ускоренному физическому износу оборудования, что оправдано, если уравниваются сроки физического и морального износа, но может привести к быстрому выходу оборудования из строя, если интенсификация не сопровождается усиленной профилактикой и повышенным ремонтным обслуживанием. Экономическим выражением ее эффекта должно быть снижение себестоимости выпускаемой продукции, руб/год, за счет уменьшения условно-постоянных расходов:

, (110)

где s(n)₆ и s(n)_и -- условно-постоянные расходы в себестоимости продукции в базовом и интенсифицированном режимах работы оборудования, руб/ед. продукции;

П_и -- годовая производительность после интенсификации, ед. продукции/год;

dИ_a -- увеличение амортизационных отчислений после интенсификации при повышении нормы амортизации, руб/год,

, (111)

где а_и и а_б -- нормы амортизации в базовом и интенсифицированном режимах работы оборудования;

К₆ -- балансовая стоимость оборудования, руб;

К_и -- капитальные затраты на интенсификацию режима, руб.

Если выделить энергетическую составляющую в себестоимости промышленной продукции, формула (5) примет вид:

, (112)

где b_б и b_и -- удельные расходы энергоресурсов (в условном топливе) в базовом и интенсифицированном режимах работы, т у.т/ед. продукции;

s(пбэ)₆ и s(пбэ)_и -- условно-постоянная составляющая себестоимости без энергетической части в базовом и интенсифицированном режимах работы, руб/ед. продукции.

Введение дополнительных устройств в целях повышения производительности или улучшения режимов связано с совершенствованием производственных процессов при таких вариантах его реализации:

1) установка дополнительного оборудования (основного или вспомогательного) для упорядочения производственного процесса, так называемая «расшивка узких мест», лимитировавших общую производительность участка, цеха, предприятия;

2) установка дополнительного энергетического оборудования и устройств для улучшения энергообеспечения потребителей, в том числе для повышения качества (надежности) энергоснабжения -- местная, локальная реконструкция энергохозяйства;

3) установка устройств, управляющих процессами основного и энергетического производства, в том числе при выработке, передаче и потреблении энергоресурсов, оптимизирующих их и сокращающих потери и затраты энергии -- автоматизация процессов, улучшение приборного учета, введение устройств местного или централизованного контроля и регулирования и т.п.

В первом и втором вариантах энергоэкономическая оценка может производиться так же, как при модернизации оборудования, в третьем -- как для интенсификации производственных процессов.

Изменение параметров оборудования, как правило, должно привести к интенсификации производства, и экономическая оценка проводится по тем же показателям. Для основного технологического оборудования это возможно как по интенсивности (увеличение загрузки, заполнения аппаратов, повышение скорости процессов), так и по экстенсивности -- для периодических процессов (увеличение времени работы, снижение простоев, в том числе под загрузкой и выгрузкой, сокращение холостых ходов и т.п.). Изменение параметров в энергетике предприятия связано либо с увеличением загрузки энергооборудования, например двигателей; либо с повышением параметров энергии, в частности, давно предлагаемый перевод внутризаводского электроснабжения на напряжение 660 В; либо с изменением схем преобразования энергии -- тиристорные преобразователи частоты тока взамен мотор-генераторов.