Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ
• 2. расчет распределительной сети 0,4КВ
• 2.1 Расчет силовых и осветительных нагрузок
• 2.2 Выбор силовых цеховых трансформаторов
• 2.3 Выбор схемы распределения электрической энергии
• 2.4 Выбор элементов схемы распределения электрической энергии
• 2.5 Расчет токов короткого замыкания
• 2.6 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры
• 3. РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ 6КВ
• 3.1 Расчет силовых нагрузок
• 3.2 Выбор элементов схемы распределения электрической энергии
• 3.3 Расчет токов короткого замыкания
• 3.4 Выбор электрических аппаратов
• 4. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
• 4.1 Назначение релейной защиты и автоматики
• 4.2 Расчет релейной защиты
• 5. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ
• 5.1 Заземляющие устройства
• 5.2 Методика расчета защитного заземления
• 5.3 Расчет защитного заземления
• 6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 6.1 Обоснование величины инвестиций на осуществление проекта
• 6.2 Пересчет сметной стоимости в цены 2015 года
• 6.3 Расчет эффективности инвестиционных вложений
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
• ПРИЛОЖЕНИЯ
• ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Характеристика потребителей электроэнергии
• ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Расчет силовой нагрузки
• ПРИЛОЖЕНИЕ 3. Расчет осветительной нагрузки
• ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Показатели затрат рассматриваемых вариантов
• ПРИЛОЖЕНИЕ 5. Выбор распределительных пунктов
• ПРИЛОЖЕНИЕ 6. Расчет кабелей 0,4 кВ
• ПРИЛОЖЕНИЕ 7. Исходные схема и схема замещения
• ПРИЛОЖЕНИЕ 8. Расчет токов КЗ в сети 0,4 кВ
• ПРИЛОЖЕНИЕ 9. Карта селективности участка сети
• ПРИЛОЖЕНИЕ 10. Расчет кабелей 6 кВ
• ПРИЛОЖЕНИЕ 11. Исходные схемы и схемы замещения
• ПРИЛОЖЕНИЕ 12. Расчет токов КЗ в сети 6 кВ
• ПРИЛОЖЕНИЕ 13. Локальный сметный расчет
• ПРИЛОЖЕНИЕ 14. Отчет о финансовых результатах

ВВЕДЕНИЕ

Целью данного дипломного проекта является проектирование электроснабжения оборудования химического цеха на предприятии «Вологодская ТЭЦ». Проектирование предусматривается в связи с необходимостью модернизации оборудования и повышения надежности предприятия.

В ходе работы над дипломным проектом необходимо выбрать оборудование главного распределительного устройства 6 кВ, распределительных устройств 6 кВ и 0,4 кВ, трансформаторы собственных нужд, а также коммутационно-защитную аппаратуру и кабельные линии; проверить их по термической, электродинамической стойкости и по потере напряжения, для чего необходимо рассчитать силовую нагрузку и токи короткого замыкания.

При проектировании выбирается число и мощность силовых трансформаторов, схема электроснабжения и распределительные пункты.

В разделе релейной защиты, рассмотрен расчет релейной защиты двигателей 6кВ и трансформаторов собственных нужд.

В разделе расчет заземления произведен расчет заземления для электрооборудования береговой насосной станции.

В экономической части произведен сметно-финансовый расчет и расчет эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Строительство Вологодской теплоэлектроцентрали мощностью 18 МВт началось в 1937 году по проекту института «Оргэнергострой» и было прервано в 1941 году с началом Великой Отечественной войны. К этому времени был выполнен значительный объем работ по Главному корпусу, ГРУ-6 кВ, дымовой трубе 70 м, водозаборным сооружениям.

После войны Ленинградским отделением «Энерголегпром» был выполнен новый технический проект ТЭЦ с увеличением проектной мощности до 24 МВТ. Проект определял установку 4 котлов Барнаульского котлостроительного завода и двух турбин чехословацкого производства АТ-12 и АПТ-12 с двумя турбогенераторами по 12 МВт. По рабочим чертежам этого проекта в 1953 году было продолжено строительство станции.

Пуск в эксплуатацию 1 очереди ТЭЦ в составе котла №1, турбоагрегата АТ-12, ГРУ-6 кВ, ОРУ 6/35 кВ состоялся 31 марта 1955 года. В августе 1956 года была пущена вторая очередь ТЭЦ в составе котла №2 и турбоагрегата №2 АПТ-12. С вводом в эксплуатацию в декабре 1956 года котла №3, в сентябре 1959 года котла №4 ТЭЦ вышла на проектную мощность 24 МВт.

В 1965 г. ТЭЦ включилась в параллельную работу с энергосистемой.

Расширение ТЭЦ проводилось в 3 этапа:

1 этап. В 1965 году введен паровой котел №5 БКЗ-75-39Ф Белгородского котлостроительного завода.

2 этап. В 1972 году котел №6 БКЗ-75-39Ф Белгородского котлостроительного завода и противодавленческая турбина №3 Р-12-35/5М с турбогенератором Т2-12-2 мощностью 12 МВт, Построена вторая дымовая труба высотой 100 м.

3 этап. С 1972 года по 1998 год на территории ТЭЦ построена водогрейная котельная мощностью 400 Гкал/час с 4 газомазутными котлами КВГМ-100 и мазутным хозяйством с резервуарами 2х3000 м3 и 2х5000 м3 и дымовой трубы высотой 120 м. Электрическая мощность ТЭЦ возросла до 34 МВт, тепловая до 582 Гкал/час.

В 1991 году была произведена замена турбоагрегата АТ-12 на ПТ-12-35/10М, в 2001 году турбоагрегата АПТ-12 на ПТ -12-3,4-1 «Калужского турбинного завода».

В 1996 году ТЭЦ полностью переведена на газовое топливо, с использованием мазута в качестве резервного топлива.

Химический цех ТЭЦ осуществляет забор воды из реки Вологда, подачу ее на территорию ТЭЦ, подготовку, очистку и распределение ее на нужды производства, технические и хозяйственные нужды.

Основной особенностью проектирования электроснабжения химического цеха ТЭЦ является то, что электрооборудование цеха расположено в нескольких отдельно стоящих зданиях, а здание береговой насосной станции находится за пределами ТЭЦ, на удалении 1,5 км, на берегу реки Вологда.

2. РАССЧЕТ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ 0,4 КВ

2.1 Расчет силовых и осветительных нагрузок

Силовые и осветительные нагрузки будем рассчитывать на примере здания береговой насосной станции.

Методика определения силовых нагрузок 0,4кВ

Основными исходными данными для определения расчетных нагрузок служит перечень приемников электроэнергии с указанием их номинальной мощности, режима работы, числа фаз. Данный перечень представлен в приложении 1.

Для определения расчетных нагрузок воспользуемся методом упорядоченных диаграмм, изложенного в [1]. По этому методу расчетную нагрузку группы потребителей, подключенных к узлу нагрузки, определяют по средней мощности и коэффициенту максимума из выражения:

(кВт), (2.1)

где kp - расчетный коэффициент, который определяется в зависимости от коэффициента использования и эффективного числа приемников, определяемый по таблицам [2, т. 4, с.10];

Рсм - среднесменная активная мощность группы электроприемников, кВт.

Среднесменная активная мощность группы электроприемников определяется по формуле:

(кВт), (2.2)

где Рнi - номинальная мощность i - го потребителя, кВт;

киi - коэффициент использования i -го потребителя, справочная величина [3, т. 2-2, т. 30.8, с. 366].

Для потребителей повторно-кратковременного режима работы (сварочные агрегаты, краны и т.п.) за номинальную мощность принимается паспортная мощность Рпасп , приведенная к ПВ=100%:

(кВт), (2.3)

где ПВ - паспортная продолжительность включения принимается в долях единицы, %.

Расчетная реактивная нагрузка в зависимости от эффективного числа электроприемников определяется по формуле:

(квар), (2.4)

при nэф < 10

(квар), (2.5)

при nэф > 10

Расчётная реактивная нагрузка на шинах ТП определяется по выражению:

(квар), (2.7)

где kp - принимает тоже значение что и при определении расчетной активной мощности.

Эффективное число приемников определяется по формуле:

(шт), (2.8)

где n - число приемников в группе, шт.

Групповой коэффициент использования активной мощности в целом по объекту определяется по формуле:

(2.9)

Полная расчетная мощность по объекту в целом:

(кВ*А). (2.10)

Расчетный ток для группы электроприемников определяется по формуле:

(А), (2.11)

где Uном - напряжение сети, кВ.

Групповой коэффициент мощности силового оборудования:

, (2.12)

. (2.13)

Расчёт силовых нагрузок 0,4кВ береговой насосной станции

Рассмотрим для примера расчет электрических нагрузок береговой насосной станции:

1. Вакуумный насос:

Рн = 75 кВт, N = 2 шт., из [3, т. 2-2, т. 30.8, с. 366] берем kи = 0,9 , сos = 0,91 , tg = 0,46.

2. Дренажный насос:

Рн = 15 кВт, N = 2 шт., из [3, т. 2-2, т. 30.8, с. 366] берем kи = 0,7, сos = 0,88, tg = 0,54.

3. Сборка РТЗО:

Рн = 15 кВт, N = 1 шт., из [3, т. 2-2, т. 30.8, с. 366] берем kи = 0,2, сos = 0,8, tg = 0,75.

Сумма номинальных нагрузок в целом по береговой насосной станции:

= 275 + 215+15 = 195 кВт.

Сумма среднесменных нагрузок в целом по береговой насосной станции по (2.2):

Рсм,i = 0,9275 +0,7215+0,215= 159 кВт.

Сумма среднесменных реактивных нагрузок в целом по береговой насосной станции по (2.6):

=0,460,9275+0,540,7215+0,750,215= 75,09 квар.

Эффективное число приемников электрической энергии по (2.8):

шт.

Групповой коэффициент использования активной мощности береговой насосной станции по (2.9):

.

Коэффициент расчетной нагрузки определяем по [2, т. 4, с.10], как f(nэф , ки):

При nэф = 3 шт. и ки,ср = 0,82, кр=1.

Тогда расчетная активная нагрузка силового оборудования береговой насосной станции по (2.1):

PР,сил=1159 = 159кВт.

Тогда расчетная реактивная нагрузка силового оборудования береговой насосной станции по (2.4):

Qр,сил = 1,1 75,09 = 82,6 квар.

Полная расчётная мощность силового оборудования береговой насосной станции по (2.10):

Sр,сил = кВ*А.

Расчётный ток силового оборудования в целом по береговой насосной станции по (2.11):

А.

Расчёт по остальным группам потребителей КТП-1 аналогичен. Результаты расчётов по определению силовых нагрузок сведены в приложение 2.

Методика определения осветительных нагрузок

Осветительную нагрузку будем определять методом удельной мощности на единицу площади цеха. Согласно [4] расчетная мощность осветительной нагрузки i-го помещения определяется по формуле:

Рр.осв,i= кскпраРуст,I (кВт), (2.14)

где кс = 0,95 - коэффициент спроса производственных зданий, значения приведены в [2, c. 21];

кпра - коэффициент потерь пускорегулирующей аппаратуры, значения приведены в [2, c. 21];

Руст,i - установленная мощность осветительных установок i-го помещения, Вт.

Установленную мощность i-го помещения находим по формуле:

Руст,i = РудF (кВт), (2.15)

где Руд - удельная мощность на единицу площади, Вт/м2, значения приведены в [4];

F - площадь освещаемого помещения, м2.

Расчетная реактивная мощность i-го помещения определяется по формуле:

Qр,осв,i = Рр,осв,i tg (квар), (2.16)

где tg - соответствует сos , применяемых типов ламп. Значения cos приведены в [2, c. 21].

Расчётные мощности осветительных сетей в целом:

Групповой коэффициент мощности осветительных сетей:

, (2.20)

. (2.21)

Пример расчёта осветительных нагрузок по береговой насосной станции

По приведенной выше методике рассчитываем осветительную нагрузку основного помещения береговой насосной станции.

Основное помещение береговой насосной станции:

Высота подвеса светильников 6 м. Коэффициенты отражения принимаем на основании [4, c. 128] (светлые высокие потолки, бетонные стены и рабочие поверхности):

Используем светильник ЛСО-04 с лампами ЛБ-80.

По [2, с. 21] принимаем значения коэффициентов:

Выбираем разряд зрительных работ по СниП II-4-79, находим -VIIIа разряд. Нормативное значение освещенности Eн = 75 лк.

Площадь основного помещения береговой насосной станции по плану составляет F = 190 м2, согласно [4] Руд = 6,9 Вт/м2 тогда расчетные мощности освещения по (2.14), (2.15) и (2.16):

Руст = 6,9 190 = 1311 Вт,

Рр.осв. = 0,95 1,2 1,31 = 1494,54 Вт,

Qр.осв. = 1,49 0,43 = 642,65 вар.

Установленная мощность для аварийного освещения принимается не менее 5% от установленной мощности основного освещения. Расчет осветительных нагрузок остальных помещений производим аналогично. Результаты дальнейшего расчета сведены в приложении 3.

Расчётные мощности освещения в целом по береговой насосной станции по (2.17), (2.18), (2.19), (2.20) и (2.21):

Методика расчёта нагрузок в целом по 0,4 кВ

Общие расчётные нагрузки по 0,4 кВ:

. (2.27)

Расчет нагрузок в целом по 0,4 кВ

Общие расчётные нагрузки по береговой насосной станции по (2.22), (2.23), (2.24), (2.25), (2.26) и (2.27):

Общие расчётные нагрузки по реагентному хозяйсву по (2.22), (2.23), (2.24), (2.25), (2.26) и (2.27):

Общие расчётные нагрузки по зданию химического цеха по (2.22), (2.23), (2.24), (2.25), (2.26) и (2.27):

Принимая во внимание то, что в здании реагентного хозяйства не предусмотрено место для размещения распределительных устройств и трансформаторов собственных нужд, а так же то, что здание реагентного хозяйства находится рядом со зданием химического цеха (35 метров), принимаем решение питать потребителей реагентного хозяйства от распределительного устройства 0,4 кВ здания химического цеха.

Уточняем общие расчетные нагрузки здания химического цеха:



2.2 Выбор числа и мощности силовых цеховых трансформаторов

потребитель распределительный нагрузка заземление

Методика выбора числа трансформаторов КТП

Выбор числа цеховых трансформаторов, согласно «Указаниям по проектированию установок компенсации реактивной мощности в электрических сетях общего назначения промышленных предприятий» осуществляется одновременно с решением вопроса компенсации реактивной мощности.

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов КТП осуществляется исходя из условий:

1) категории надёжности потребителей;

2) плотности нагрузок, кВА/м2;

3) передачи потребителям необходимого количества активной мощности. При этом чтобы коэффициент загрузки, определяемый по полной расчётной мощности потребителей, оставался в пределах нормы компенсируется необходимое количество реактивной мощности.

Определяется плотность цеховых нагрузок:

(2.28)

где SР - полная расчётная цеховая мощность, кВА;

F - площадь помещения, м2.

Минимальное число цеховых трансформаторов определяется по формуле:

, (2.29)

где Рр - расчетная активная нагрузка потребителей на напряжение до 1 кВ, кВт;

кз - коэффициент загрузки трансформатора;

Sн,тр - номинальная мощность цехового трансформатора, кВ*А.

Полученное значение Nт,min округляется до ближайшего большего целого числа.

Коэффициент загрузки силовых трансформаторов целесообразно принимать следующим:

при преобладании нагрузок I категории надежности, кз = 0,65-0,7;

при преобладании нагрузок II категории надежности, кз = 0,7-0,8;

при преобладании нагрузок II категории надежности и наличии централизованного (складского) резерва трансформаторов, а также при преобладании нагрузок III категории надежности кз = 0,9-0,95.

Выбранное количество трансформаторов способно передать в сеть напряжением до 1 кВ при заданном коэффициенте загрузки реактивную мощность, величина которой определяется по формуле:

. (2.30)

Определяется, предварительно, мощность, которую необходимо скомпенсировать:

Qку = Qр - Qт (квар), (2.31)

где Qр - расчетная реактивная нагрузка потребителей на напряжение до 1 кВ, квар.

Может получиться, что QР<Qт В этом случае компенсирующие устройства не требуются.

По справочникам выбираются тип компенсирующих устройств их мощность QКУ и количество NКУ. Фактическая мощность компенсирующего устройства:

(квар), (2.32)

Реактивная мощность конденсаторных батарей распределяется пропорциональным пересчетом согласно значений Qр на шинах каждого трансформатора. Уточняется загрузка трансформатора в нормальном режиме работы:

, (2.33)

Загрузка силовых трансформаторов в послеаварийном режиме характеризуется коэффициентом кз,ав, который определяется по формуле:

, (2.34)

где Nт - число трансформаторов, принятых к установке с номинальной мощностью Sн,тр, шт.

Для масляных трансформаторов мощностью до 2500 кВА значение кз,ав не должно превышать 1,4 , что соответствует требованиям ГОСТ 14209-85* при длительности послеаварийного режима не менее 6 часов (время, необходимое для замены поврежденного трансформатора) и коэффициенте кз = 0,9.

Если кз.ав больше нормы, то в аварийном режиме можно отключить часть потребителей III категории.

Выбор числа и мощности трансформаторов для береговой насосной станции

Плотность нагрузок по (2.28):

Выбираем трансформаторы из ряда: 160, 250 кВА. На основании величины плотности нагрузок, а так же наличия потребителей первой категории и схемы электроснабжения по [5] и [6] принимаем число трансформаторов равным двум и коэффициент загрузки Кз = 0,7.

Рассмотрим два варианта:

Sн.тр = 160 кВА и Sн.тр = 250 кВА.

1. Для Sн.тр = 160 кВА.

Число трансформаторов по (2.29):

шт.

Выберем трансформатор ТМГ - 160/6/0,4.

Величина реактивной мощности, которую можно передать через трансформаторы по (2.30):

квар.

Ориентировочная мощность компенсирующего устройства по (2.31):

Qку = 84,04 - 154,34 = - 70,3 квар.

Т.о. здесь конденсаторные батареи не требуются.

Уточняем коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режиме по (2.33):

.

2. Для Sн.тр = 250 кВА.

Число трансформаторов по (2.29):

шт.

Выберем трансформатор ТМ - 250/6/0,4.

Величина реактивной мощности, которую можно передать через трансформаторы по (2.30):

квар.

Ориентировочная мощность компенсирующего устройства по (2.31):

Qку = 84,04 - 310,07 = - 226,03 квар.

Т.о. здесь конденсаторные батареи не требуются.

Уточняем коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режиме по (2.33):

.

Методика технико-экономического сравнения вариантов трансформаторов

На основе предыдущих пунктов по справочникам выбираются трансформаторы и КУ и выписываются исходные данные для расчёта:

тип и количество трансформаторов;

ДРхх - потери мощности холостого хода трансформаторов, кВт;

Д Ркз - потери мощности короткого замыкания трансформаторов, кВт;

кз - коэффициент загрузки трансформаторов;

ККТП - капитальные затраты на сооружение КТП, тыс.руб.;

тип, число и мощность КУ;

Д pКУ - удельные потери активной мощности в КУ, кВт/квар;

ККУ - капитальные затраты на монтаж КУ, тыс.руб.;

бр - коэффициент отчислений на реновацию;

бтр - коэффициент отчислений на текущий ремонт;

бкр - коэффициент отчислений на капитальный ремонт;

Тгод - количество часов работы предприятия в году, час.;

D - дисконт (ставка банковского процента);

Тмакс, час. - годовое число часов максимума нагрузки;

с0 - стоимость электроэнергии, руб/кВт*час;

d - дефлятор цен.

Потери энергии в трансформаторах при условии их раздельной работы:

(2.35)

где ф - время потерь, ч.

(2.36)

Стоимость потерь энергии в трансформаторах:

(2.37)

Потери энергии в ККУ:

(2.38)

Стоимость потерь энергии в ККУ:

(2.39)

Коэффициент отчислений:

. (2.40)

Суммарные затраты по КТП:

(2.41)

где - отчисления на создание фонда резерва трансформаторов, тыс.руб.

Далее затраты по вариантам сравниваются. Если разность приведённых затрат не превышает 20%, то предпочтение отдаётся технически более рациональному варианту.

Технико-экономическое сравнение вариантов трансформаторов

Сравнение проведём на примере I варианта трансформатора
(2х ТМГ - 160/6/0,4). Некоторые справочные данные, взятые из [4, т. 4.20, 5], сведены в приложение 4. Не включённые в таблицы - приведены ниже.

Стоимость одного трансформатора ТМГ-160/ 6/ 0,4 без учёта дефлятора цен:

К'КТП = 120,36 тыс.руб.

Дефлятор цен:

d = 19,88.

Стоимость электроэнергии, закупаемой у энергосистемы по данным 2015г.:

с0 = 1,3533 руб/кВт*час.

Число работающих трансформаторов на один резервный:

Коэффициенты отчислений:

бр = 0,035;

б тр = 0,029;

б кр = 0,03;

D = 0,25.

Время использования максимума нагрузки по данным учёта электроэнергии:

час.

Время потерь:

час.

Потери энергии в трансформаторах:

кВт*час.

Стоимость потерь энергии в трансформаторах:

тыс.руб.

Удельные потери энергии в КУ:

Потери энергии в КУ:

кВт*час.

Стоимость потерь энергии в КУ:

тыс.руб.

Капитальные затраты по трансформаторам:

ККТП = 120,36*19,88 = 2392,28 тыс.руб.

Отчисления по трансформаторам:

Е*ККТП = 0,344*2392,28 = 822,94 тыс.руб.

Капитальные затраты по КУ:

ККУ = 0 тыс.руб.

Отчисления по КУ:

Е*ККУ = 0 тыс.руб.

Отчисления в фонд резервных трансформаторов:

тыс.руб.

Полные приведённые затраты на трансформаторы:

ЗУ = 18,29+0+822,94+0 = 841,23тыс.руб.

Приведённые затраты по другим вариантам трансформаторов вычисляются аналогично. Результаты расчётов сведены в приложение 4. Из таблиц видно, что экономически более выгодным является первый вариант: два трансформатора 160 кВА без компенсации реактивной мощности на низкой стороне трансформатора.

Выбор числа и мощности трансформаторов для здания химического цеха

Плотность нагрузок по (2.28):

Выбираем трансформаторы из ряда: 1000, 1250 кВА. На основании величины плотности нагрузок, а так же наличия потребителей первой категории и схемы электроснабжения по [5] и [6] принимаем число трансформаторов равным двум и коэффициент загрузки Кз = 0,7.

Рассмотрим два варианта:

Sн.тр = 1000 кВА и Sн.тр = 1250 кВА.

1. Для Sн.тр = 1000 кВА.

Число трансформаторов по (2.29):

шт.

Выберем трансформатор ТМГ - 1000/6/0,4.

Величина реактивной мощности, которую можно передать через трансформаторы по (2.30):

квар.

Ориентировочная мощность компенсирующего устройства по (2.31):

Qку = 550,2 - 912,24 = - 362,04 квар.

Т.о. здесь конденсаторные батареи не требуются.

Уточняем коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режиме по (2.33):

.

2. Для Sн.тр = 1250 кВА.

Число трансформаторов по (2.29):

шт.

Выберем трансформатор ТМ - 1250/6/0,4.

Величина реактивной мощности, которую можно передать через трансформаторы по (2.30):

квар.

Ориентировочная мощность компенсирующего устройства по (2.31):

Qку = 550,2 - 1390,93 = - 840,73 квар.

Т.о. здесь конденсаторные батареи не требуются.

Уточняем коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режи0ме по (2.33):

.

Технико-экономическое сравнение вариантов трансформаторов

Технико-экономическое сравнение вариантов трансформаторов производятся аналогично сравнению трансформаторов береговой насосной станции.

Результаты расчётов сведены в приложение 4. Из таблиц видно, что экономически более выгодным является первый вариант: два трансформатора 1000 кВА без компенсации реактивной мощности на низкой стороне трансформатора.

2.3 Выбор схемы распределения электрической энергии

Как на береговой насосной станции так и в здании химического цеха схема распределения электрической энергии носит название «радиальная с резервирующей перемычкой».

При радиальной схеме энергия от отдельного узла питания (ТП, РП) поступает к одному достаточно мощному потребителю или к группе электроприемников. Радиальные схемы выполняют одноступенчатыми, когда приемники питаются непосредственно от ТП, и двухступенчатыми, когда они подключаются к промежуточному РП.

Радиальные схемы применяют для питания сосредоточенных нагрузок большой мощности, при неравномерном размещении приемников в цехе или группами на отдельных его участках, а также для питания приемников во взрывоопасных, пожароопасных и пыльных помещениях. В последнем случае аппаратура управления и защиты электроприемников, устанавливаемая на РП, выносится за пределы неблагоприятной окружающей среды.

Выполняются радиальные схемы кабелями или проводами в трубах или коробах (лотках). Достоинства радиальных схем заключаются в высокой надежности (авария на одной линии не влияет на работу приемников, получающих питание по другой линии) и удобстве автоматизации. Повышение надежности радиальных схем достигается соединением шин отдельных ТП или РП резервирующими перемычками, на коммутационных аппаратах которых (автоматах или контакторах) может выполняться схема АВР -- автоматического ввода резервного питания.

Недостатками радиальных схем являются: малая экономичность из-за значительного расхода проводникового материала, необходимость в дополнительных площадях для размещения силовых РП. Ограниченная гибкость сети при перемещениях технологических механизмов, связанных с изменением технологического процесса.

Схема распределительной сети 0,4 кВ приведена на листе 3.

2.4 Выбор элементов схемы распределения электроэнергии

Электроснабжение потребителей 0,4 кВ береговой насосной станции осуществляется с шин РУ-0,4 кВ береговой насосной станции. Электроснабжение потребителей 0,4 кВ здания химического цеха осуществляется с шин РУ-0,4 кВ здания химического цеха. Электроснабжение потребителей реагентного хозяйства осуществляется от трех распределительных пунктов подключенных к шинам РУ-0,4 кВ здания химического цеха. Подключение потребителей к распределительным пунктам осуществляется по принципу территориальной близости к ним.

Методика выбора распределительных пунктов

Для приема и распределения электроэнергии к группам потребителей применяем силовые распределительные пункты.

Учитывая расположение приемников электроэнергии используем три распределительных пункта.

Выбор распределительных пунктов осуществляется по степени защиты в зависимости от характера среды в цехе, по его комплектации - предохранителями или автоматическими выключателями.

Выберем распределительные пункты с комплектацией автоматическими выключателями т.к. они являются более совершенными аппаратами защиты, обладающие рядом преимуществ :

1) при перегрузке или КЗ автоматический выключатель отключает все три фазы защищаемого ответвления, что особенно важно при защите ответвления к электродвигателю (предотвращает возможность работы на двух фазах);

2) автоматический выключатель после срабатывания вскоре снова готов к работе;

3) автоматические выключатели имеют более точные защитные характеристики;

4) автоматические выключатели помимо функций защиты могут быть использованы для нечастых коммутаций цепей, в которых они установлены. Таким образом, они совмещают функции защиты и коммутации;

5) некоторые типы автоматических выключателей имеют встроенные вспомогательные контакты, используемые в цепях блокировки и сигнализации, а также независимые расцепители, позволяющие осуществлять дистанционное отключение. Выпускаются также автоматические выключатели с электроприводом, позволяющие производить дистанционное включение аппарата;

6) автоматические выключатели исключают возможность применения некалиброванных элементов, что, к сожалению, часто практикуется в установках с плавкими предохранителями.

Номинальный ток силового пункта Iн.сп. должен быть больше расчетного тока группы приемников:

Iн.сп. Iр, (2.46)

где Iн.с.п. - номинальный ток силового пункта, А;

Iр - расчетный ток потребителя, А.

Число присоединений к силовому пункту и их токи не должны превышать количество отходящих от силового пункта линий и их допустимые токи:

Nприс Nном, (2.47)

Iр.пр. I доп.пр, (2.48)

где Iдоп.пр. - допустимый ток присоединений, А;

Iр.пр - расчетный ток присоединений, А.

Выбор распределительных пунктов

Рассмотрим выбор силовых пунктов на примере РП-1:

Iр = 31,9 А, Nприс = 3 шт.

Токи линий, питающих отдельные двигатели, определяем как номинальные токи двигателей:

Iр.пр. = 31,9 А.

Выбираем и проверим по условиям по (2.46), (2.47) и (2.48) из [5, т. 5.8, с. 90] шкаф типа ПР8513-35-21-1ХХ-21-1ХХ-54 с техническими параметрами:

Iн.с.п. = 250 А > Iр = 31,9 А,

Nном = 6 шт > Nприс = 3 шт,

Iдоп.пр = 63 А > Iр.пр. = 31,9 А.

Выбор и проверку других распределительных пунктов сводим в приложение 5.

Методика выбора сечения проводов и жил кабеля

Выбранный тип провода или кабеля должен строго соответствовать его назначению, характеру среды, способу прокладки.

Сечение проводов и жил кабелей цеховой сети на напряжение до 1кВ выбирают по следующим условиям:

1. По длительно - допустимому току.

, (2.49)

где Iр - расчетный ток линии, питающей группу приемников (для линии, питающей единичный потребитель вместо Iр принимается номинальный ток приемника Iном ), А;

Iдоп - длительно - допустимый ток кабельной линии (справочная величина), А;

кпр - коэффициент прокладки, учитывает ухудшение условий при многослойной прокладке кабелей, а также при прокладке кабелей в трубах (справочная величина), [6];

кср - поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры в цехе от температуры, при которой заданы Iдоп, (справочная величина), [6].

2. По термической стойкости.

, (2.50)

где tотк = tс.о + tа - время отключения КЗ, с.;

tс.о - выдержка времени срабатывания отсечки селективного автомата, с. (для автоматов отходящих линий обычно применяют минимальные уставки по времени ), с;

tа - время гашения дуги, для автоматических выключателей типа «Электрон» принимают равным - 0,06 с., для автомата серии А 3700 - 0,03 с.;

Та.ср - усредненное значение времени затухания свободных токов КЗ и принимается 0,03 с.;

I3кз - расчетный ток КЗ, А;

С - постоянная принимающая значение для кабелей в зависимости от изоляции и напряжения.

На основании проведенных исследований установлено, что кабели с пластмассовой изоляцией на напряжение до 1 кВ можно не проверять на термическую стойкость к КЗ, если алюминиевые жилы имеют сечение 25 мм2 и более, а медные 16 мм2 и более [7].

3. Выбирая сечение проводов и жил кабелей необходимо проверить их на потери напряжения, которые определяются по формуле:

, (2.51)

где ro, xo - соответственно, удельные активное и индуктивное сопротивления, мОм/м;

L - длина линии, км;

- угол сдвига между током и напряжением сети.

Выбор сечения проводов и жил кабеля

Расчёт выполним на примере выбора кабеля, питающего вакуумный насос от РУ-0,4 кВ на береговой насосной станции. Длина трассы РУ0,4 кВ - вакуумный насос составляет:

Lкл = 12 м.

Номинальный ток двигателя:

Iном = 134,6 А.

Кабель проходит в трубах в полу (т.е. на воздухе).

Выбираем кабель марки АВВГ:

А - алюминиевые жилы;

В - изоляция жил из поливинилхлорида;

В - оболочка поливинилхлоридная;

Г - кабель без защитного покрова (голый).

Данный выбор обусловлен следующим:

1. При влажности более 15% следует использовать кабели с данным типом изоляции и оболочки.

2. В настоящее время налажен массовый выпуск кабелей данной марки.

Нормированная температура жил кабеля:

tж = 65 °С.

Принимаем условную и расчётную температуры среды в месте прокладки равными 25°С. По [6, т. 1.3.3., с.19] поправочный коэффициент:

кср = 1.

По [6] снижающий коэффициент, учитывающий прокладку кабелей в трубах равен:

кпр = 1.

Расчётный ток для выбора кабеля:

По [6, т. 1.3.7., с. 27], с учетом коэффициента 0,92, выбираем кабель сечением:

F = 95 мм2, с допустимы током:

Iдоп = 170 А.

По [1, т. 3.5, с. 54] удельные сопротивления кабеля:

r0 = 0,326 мОм/м,

х0 = 0,0602 мОм/м.

Из приложения 1 коэффициент мощности:

cosц = 0,91,

соответствующий ему

sinц = 0,42.

Потеря напряжения в кабеле:

или

, что допустимо.

Расчёты по остальным кабельным линиям аналогичны. Результаты расчётов сведены в приложение 6.

2.5 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ

Методика расчёта токов короткого трёхфазного замыкания

В электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ расчет токов короткого замыкания выполняется с целью проверки коммутационной аппаратуры и шинопроводов на динамическую стойкость, проверки чувствительности и селективности действия защиты.

При напряжении до 1 кВ даже небольшое сопротивление оказывает существенное влияние на ток короткого замыкания (КЗ). Поэтому в расчетах учитываются все активные и индуктивные сопротивления короткозамкнутой цепи, включая активные сопротивления различных контактов и контактных соединений, а также сопротивление электрической дуги в месте КЗ.

Сопротивления элементов схемы замещения для расчёта токов трёхфазного короткого замыкания.

Индуктивное сопротивление трансформатора:

(2.52)

где uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

ДРк - потери мощности в обмотках трансформатора, кВт;

Uн.тр - номинальное напряжение трансформатора относительно которого проводится расчёт, В;

Sн.тр - номинальная мощность трансформатора кВА.

Активное сопротивление трансформатора:

(2.53)

где ДРк - потери мощности в обмотках трансформатора, кВт.

Сопротивление питающего кабеля:

где r0 и x0 - активное и реактивное удельные сопротивление кабельной линии (справочная величина), мОм/м;

LW - длина кабельной линии, м.

Максимальное значение тока короткого трехфазного замыкания без учёта ограничивающего действия переходного сопротивления:

, (2.56)

где Uср.н.н - среднее номинальное напряжение сети, в рассматривается КЗ, В;

r,x - соответственно, суммарное активное и индуктивное сопротивление прямой последовательности цепи до точки КЗ, мОм.

При расчете тока КЗ следует учитывать ограничивающее действие активного сопротивления электрической дуги rд. Сопротивление дуги определяется отношением падения напряжения на дуге Uд и током КЗ Iпо в месте повреждения, рассчитанным без учета дуги:

, (2.57)

где Uд - напряжение дуги В;

Ед - напряженность в стволе дуги, В/мм;

lд - длина дуги, мм.

При Iпо > 1000А, Ед = 1,6 В/мм.

Напряжение дуги:

Uд = Едlд (В), (2.58)

Длина дуги определяется в зависимости от расстояния «а» между фазами проводников в месте КЗ:

4а при а < 5мм

l = 20ln(a/2)е-0,15(r/x) при 5мм а 50мм (2.59)

• а при а 50мм
• где r,x - соответственно, полное активное и индуктивное сопротивление до точки КЗ, мОм.
• Расстояния «а» мм между фазами проводников и КТП приведены в [5].
• Минимальное значение тока короткого трехфазного замыкания с учётом ограничивающего действия переходного сопротивления дуги:
• , (2.60)
• где rд - активное сопротивление электрической дуги, мОм.
• Расчет ударного тока:
• , (2.61)
• где куд - ударный коэффициент.
• Ударный коэффициент:
• куд = 1 + е-0,01/Та, (2.62)
• где Та - апериодическая составляющая тока КЗ.
• Апериодическая составляющая тока КЗ:
• . (2.63)

Методика расчёта токов короткого однофазного замыкания

Токи однофазного КЗ в сетях напряжением до 1 кВ, как правило, являются минимальными. По величине этих токов проверяется чувствительность защитной аппаратуры. Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ ограниченного переходным сопротивлением дуги, определяется по формуле:

, (2.64)

где - полное сопротивление линии питающей системы трансформатора, а также переходных контактов току однофазного КЗ, мОм;

zп - полное сопротивление петли фаза - нуль от трансформатора до точки КЗ, мОм.

Полное сопротивление петли фаза - нуль:

(2.65)

где zп.0 - удельное сопротивление петли фаза - нуль для кабеля или пучка проводов или фаза - алюминиевая оболочка (справочная величина), мОм/м;

LW - длина кабельной линии, м.

Сопротивление определяется по формуле:

, (2.66)

где x1T, x2T и r1T, r2T - индуктивное и активное сопротивление прямой и обратной последовательности силового трансформатора (x1T = x2T и r1T = r2T), мОм;

x0T,r0T - индуктивное и активное сопротивление нулевой последовательности силового трансформатора, мОм;

хпер, rпер - индуктивное и активное сопротивление переходных контактов, мОм;

rд - активное сопротивление дуги, мОм.

Значения x0,r0 и zn выбираются из [5].

Пример расчёта токов короткого замыкания

Для схемы участка сети, приведенной на рисунке П.7.1 в приложении 7 определяем значение трехфазного и однофазного токов КЗ в точке К-3, для этого составим схему замещения (рисунок П.7.2 приложение 7).

Рассчитаем параметры схемы замещения.

Сопротивление понижающего трансформатора Т1 по (2.52) и (2.53):

мОм,

мОм.

Сопротивление кабельных линий по (2.54) и (2.55):

rW1 = 3,152 = 161,2 мОм,

xW1 = 0,07352 = 3,796 мОм,

rW2 = 7,43= 22,2 мОм,

xW2 = 0,0953 = 0,285 мОм.

Значение сопротивления болтовых контактов шинопровод - автоматический выключатель [5]:

rктШРА =0,034 мОм.

Автоматический выключатель - кабель [5]:

rкт.кб.1 = 0,85 мОм,

rкт.кб.2 = 0,85 мОм.

Сопротивление автоматических выключателей [5]:

QF1: Iн = 2500 А; rQF1 = 0,13 мОм; xQF1 = 0,07 мОм,

QF2: Iн = 100 А; rQF2 = 2,15 мОм; xQF2 = 1,2 мОм,

QF3: Iн = 50 А; rQF3 = 7 мОм; xQF3 = 4,5 мОм.

Расчет тока трехфазного КЗ без учёта сопротивления дуги в точке К-3:

r = rт+ rQF1+ rкт.ШМА+rкт.ШМА+ rQF2+ rкт.кб.1+ rW1+ rкт.кб.1+ rQ1 + rQF3 + rкт.кб.2 + rW2 + rкт.кб.2 = 1,73+0,13+0,034+0,034+2,15+0,85+162,1+0,85+0,65+7+0,85+22,2+0,85= = 199,428 мОм,

x = xт+ xQF1 + xQF2 + xW1 + xQF3 + xW2 = 8,63+0,07+1,2+3,796+4,5+0,285 = =18,481 мОм.

Ток трехфазного КЗ в точке К-3 по (2.56) будет равен:

кА.

Найдем сопротивление дуги:

Расстояние между фазами кабеля составляет 1,6 мм, следовательно, длина дуги по (2.59):

lд = 41,6 = 6,4 мм,

Напряжение дуги по (2.58)

Uд = 1,66,4 = 10,24 В,

Сопротивление дуги по (2.57) составит:

мОм.

Ток КЗ с учетом сопротивления дуги по (2.60):

кА.

Расчет однофазного тока КЗ в точке К-3.

Определим однофазный ток КЗ с учетом активного сопротивления дуги, но сначала найдем сопротивление петли фаза-нуль и полное сопротивление питающей системы трансформатора по (2.65) и (2.66):

zп = zп.W1lW1+ zп.W2lW2 = 7,4152 + 18,523 = 440,88 мОм,

мОм.

Ток однофазного КЗ по (2.64):

кА.

Найдем ударный ток для точки К-3:

Апериодическая составляющая будет равна по(2.63):

.

Ударный коэффициент по (2.62):

куд = 1 + е-0,01/0,0003 = 1,000.

Ударный ток по(2.61):

iуд = кА.

Расчет токов КЗ в других точках приведен в приложении 8.

2.6 Выбор коммутационно-защитной аппаратуры

Методика расчёта и выбора автоматических выключателей КТП-1

Условия выбора и проверки автоматического выключателя:

Соответствие номинального напряжения автоматического выключателя Uн.в номинальному напряжению сети Uн.с.:

Uн.в. Uн.с (В). (2.69)

Соответствие номинального тока выключателя расчетному току защищаемой цепи:

Iн.в Iр (А) (2.70)

Если выключатель имеет комбинированный или электронный расцепитель, то уставки расцепителей выбираются раздельно. Для выключателей серий А3700 и АЕ задаётся ток расцепителя:

Iн.р Iр (А) (2.71)

Для выключателей серий Э задаётся ток базовый ток МТЗ:

Iн.МТЗ Iр (А) (2.72)

Токовую отсечку автоматического выключателя (уставку электромагнитного или аналогичного ему расцепителя) отстраивают от пускового тока электроприемника по выражению:

Iсо 1,05 кз ка кр Iпик = кн Iпик (А) (2.73)

где кн = 1,05 кз ка кр - коэффициент надежности отстройки;

1,05 - коэффициент, учитывающий, что в нормальном напряжение может быть на 5% выше номинального электроприемника;

кз - коэффициент запаса;

ка - коэффициент, учитывающий наличие составляющей в пусковом токе электроприемника;

кр - коэффициент, учитывающий возможный разброс срабатывания отсечки, относительно уставки;

Iпик - пиковый ток электроприемника.

Величина пикового тока зависит от вида электроприемника. Для защит электродвигателей пиковый ток является пусковым и определяется по формуле:

Iпик = кп Iн.дв (А), (2.74)

где кп - кратность пускового тока электродвигателя (принимается по справочнику);

Iн.дв - номинальный ток двигателя, А.

Для защит группы электродвигателей:

Iпик = (кп -1)Iн.м + Iр (А). (2.75)

Пиковый ток на шинах КТП или шинопроводе определяется по формуле:

Iпик = ксз•Iр (А), (2.76)

где ксз = 1,2…2,4 принимается в зависимости от соотношения видов электроприемников на шинах КТП или шинопровода.

Защита от перегрузки:

Надо иметь в виду, что контроль за перегрузкой электроприемников ложится на тепловой или аналогичный ему электронный расцепитель автоматического выключателя, поэтому уставку последнего выбирают из соображения допустимой перегрузки электроприемника электрической сети.

Для защиты от перегрузки трансформаторов уставки выбираются исходя из перегрузочной способности трансформатора [5, 6.22, с. 103]:

Iс.п. 1,4 Iн.тр (А). (2.77)

Для защиты от перегрузки двигателя уставки выбираются исходя из условия [5, 6.21, с. 103]:

Iс.п. 1,2 ч1,4 Iн.д (А), (2.78)

где Iн.дв - номинальный ток двигателя, А.

Для защиты от перегрузки сетей уставки выбираются исходя из длительно-допустимого тока кабельной линии по условию [5, 6.23, с. 103]:

Iс.п. 1,25 Iдоп (А), (2.79)

где Iдоп - допустимый ток кабеля (справочная величина) принимается по [6], А.

Выбор времени срабатывания:

Время срабатывания отсечки автоматического выключателя, защищающего, группу электроприемников (шинопроводы, кабельную сеть с распределительными шкафами), секционных и вводных выключателей определяется по условию:

tс.о tc.о.п. + t (с), (2.80)

где tс.о.п. - наибольшее время срабатывания отсечки предыдущей от источника питания защиты, с;

t - ступень селективности, принимается для выключателей А3700, ВА равной 0,1-0,15 с, для серии «Электрон» 0,2-0,25 с.

Проверка по условиям стойкости при КЗ:

Предельной коммутационной способностью выключателя (ПКС) называется максимальное значение тока КЗ, которое выключатель способен включить и отключить несколько раз, оставаясь в исправном состоянии. Одноразовой ПКС (ОПКС) называют наибольшее значение тока, которое выключатель может отключить один раз. После этого дальнейшая работа выключателя не гарантируется. Каталожное значение ПКС должно быть не меньше значения тока КЗ, протекающего в цепи в момент расхождения контактов выключателя.

ПКС I(3) к (А) (2.81)

где I(3) к = I(3) к.мах - ток металличекого КЗ для вводных и секционного выключателей, кА.

Допускается установка нестойких к КЗ выключателей или группы выключателей, если они защищены расположенным ближе к источнику питания стойким к КЗ выключателем, обеспечивающим мгновенное отключение всех КЗ с током, равным или большим тока ОПКС указанных нестойких выключателей.

В тех случаях, когда заводом-изготовителем в качестве ПКС задается ток диамической стойкости проверка осуществляется по условию:

ПКС(ОПКС) iуд (А). (2.82)

Проверка по чувствительности отсечки при КЗ:

, (2.83)

где Кч - коэффициент чувствительности отсечки;

I (1)к.min - минимальный однофазный ток КЗ ограниченный переходным сопротивлением дуги в конце защищаемой линии, А;

Iс.о - ток срабатывания отсечки, А;

Кр - коэффициент разброса срабатывания отсечки по току (справочная величина [5] ).

Пример выбора автоматического выключателя

Приведем пример расчета для удаленного потребителя. Рассмотрим выбор автоматических выключателей для участка: начиная от ввода трансформатора, далее по отходящей линии, питающей РП-1 и защиту двигателя воздушного насоса.

Фрагмент защищаемого участка представлен на рис. П.7.1.

Выбор автоматического выключателя QF3. РП-1 комплектуется автоматическими выключателями типа АЕ2046М с комбинированным расцепителем, Iн.в = 63 А, селективного действия. По [5, т. 6.12, с. 114] выбираем параметры автоматического выключателя и рассчитываем уставки защит:

Номинальные параметры выключателя по (2.69), (2.70) и (2.71):

Uн.в. = 600 В > Uн.с. = 380 В,

Iн.в = 63 А > Iр = 15,1 А,

Iн.р = 20 А > Iр = 15,1 А.

Расчетный ток уставки отсечки электромагнитного расцепителя по (2.73), (2.74):

Iс.о. кн Iпик,

Iпик = кпIн.дв = 7,515,1 = 113,25 А,

Iс.о. = 12Iн.р = 1220 = 240 А > 1,5113,25 = 169,875 А.

Время срабатывания отсечки:

tс.о = 0,01 с.

Ток срабатывания теплового расцепителя при коэффициенте 1,15 по (2.78):

Iс.п = 1,15Iн.р. = 1,1520 = 23 A < 1,4 Iн.дв = 1,415,1 = 21,14 А.

Предельная коммутационная способность по (2.81):

ПКС = 1,5 кА > I(3) к.мин(к3) = 1,1 кА.

Чувствительность току однофазного замыкания в конце зоны защиты по (2.83):

> 1,1Кр = 1,11,3 = 1,43.

Выключатель проходит по всем требованиям.

Выбор линейного автоматического выключателя QF2. Для установки в панели РУ-0,4кВ выберем автоматический выключатель А3712Б с комбинированным расцепителем, Iн.в = 160 А, селективного действия. По [5, т. 6.10, с. 109] выбираем параметры автоматического выключателя и рассчитываем уставки защит:

Номинальные параметры выключателя по (2.69), (2.70) и (2.71):

Uн.в. = 660 В > Uн.с. = 380 В,

Iн.в = 160 А > Iр = 31,9 А,

Iн.р = 40 А > Iр = 31,9 А.

Расчетный ток уставки отсечки электромагнитного расцепителя по (2.73), (2.75):

Iс.о. кнIпик,

Iпик = (кп -1)Iн.м + Iр = (7,5 -1)•15,1+31,9 = 130,05 А,

Iс.о. = 10Iн.р = 1040 = 400 А > 1,5130,05 = 195,08 А.

Время срабатывания отсечки по (2.80):

tс.о = 0,01 + 0,1 = 0,11 с, выбираем tс.о = 0,25 с.

Ток срабатывания теплового расцепителя при коэффициенте 1,25 по (2.79) и Iдоп = 42 А (см. приложение 7):

Iс.п = 1,25Iн.р. = 1,2540 = 50 A < 1,25Iдоп = 1,2542 = 52,5 А.

Предельная коммутационная способность по (2.81):

ПКС = 20 кА > iуд (к-2) = 0,82 кА.

Чувствительность току однофазного замыкания в конце зоны защиты по (2.83):

> 1,1Кр = 1,11,3 = 1,43.

Выключатель проходит по всем требованиям.

Выберем вводной автоматический выключатель QF1. Марка выключателя «Электрон» - Э25, выдвижного исполнения , Iн.в = 2500 А. По [5, т. 6.15, с. 121] выбираем параметры автоматического выключателя и рассчитываем уставки защит:

Номинальные параметры выключателя по (2.69), (2.70) и (2.72):

Uн.в. = 660 В > Uн.с. = 380 В,

Iн.в = 2500 А > Iр = 1564,94 A,

Iн.МТЗ = 1600 А > Iр = 1564,94 A.

Ток срабатывания от перегрузок при коэффициенте 1,25 по (2.77):

Iс.п. = 1,25Iн.МТЗ = 1,251600 = 2000 А,

Iс.п. = 2000 < 1,4Iн.тр =.

Расчетный ток уставки отсечки электронного расцепителя по (2.73), (2.76):

Iс.о кнIпик,

Iпик = ксзIр = 1,51564,94 = 2347,41 А,

Iс.о = 31600 = 4800 А > кнIпик = 1,62347,41 = 3755,86 А.

Время срабатывания отсечки по (2.80):

tс.о = 0,11 + 0,2 = 0,31 с, выбираем tс.о = 0,45 с.

Ток срабатывания мгновенной отсечки:

Iс.мгн = 2,2 ч3Iс.о =2,24800 = 10560 А< I(3) к.мах(к-1) = 25,94кА.

Время срабатывания мгновенной отсечки:

tс.о = 0,05 с.

Предельная коммутационная способность по (2.81):

ПКС = 105 кА > I(3) к.мах(к1) = 25,94 кА.

Чувствительность току однофазного замыкания в конце зоны защиты по (2.83):

>1,1 Кр = 1,11,35 = 1,485.

Выключатель проходит по всем требованиям.

Для проверки избирательности действия защит строится карта селективности, которая представлена в приложении 9 рис. П.9.1.

3. Расчет распределительной сети 6 кВ

3.1 Расчёт силовых нагрузок

Методика расчёта силовых нагрузок 6 кВ

Для определения расчетной мощности по цехам, воспользуемся методом изложенным в п.2.1, но в суммарную цеховую нагрузку включаем мощность сетей 0,4 кВ, потери в трансформаторах цеховых ТП, расчет которых производится по формулам:

(кВт), (3.1)

(квар), (3.2)

где Рхх - потери холостого хода, кВт;

Ркз - потери короткого замыкания, кВт;

кз - коэффициент загрузки трансформатора;

Iхх - ток холостого хода, %;

Uкз - напряжение короткого замыкания, %;

Sн.т - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Суммарные расчетные мощности объекта:

Расчётные мощности РУ определяются как:

 (кВт), (3.7)

(квар), (3.8)

где ?РКТПi - сумма активных расчётных нагрузок ТП, подключенных к данному РУ, кВт;

QКТП.i - сумма реактивных расчётных нагрузок ТП, подключенных к данному РУ, квар.

Мощность компенсирующих устройств ВН обычно определяется исходя из лимита потребления реактивной энергии, которая задаёт энергосистема. Поэтому расчётная мощность компенсирующего устройства:

(квар), (3.9)

где tgрасч - значение экономически целесообразного tg, который задается энергосистемой.

Фактическая расчётная реактивная мощность РУ:

(3.10)

где QКУ.10 - суммарная мощность компенсирующих устройств ВН, подключенных к данному РУ, кВт.

(кВ*А) (3.11)

Коэффициент мощности РУ:

. (3.12)

Расчет силовых нагрузок 6 кВ

Расчётные мощности потребителей 0,4кВ береговой насосной станции представлены в приложении 2.

Циркуляционный насос:

Рн = 250 кВт, N = 4 шт., из [3, т. 2-2, т. 30.8, с. 366] берем kи = 0,8 , сos = 0,79 , tg = 0,78.

= 4250= 1000 кВт.

Рсм,i = 0,84250= 800 кВт.

=0,780,84250= 624 квар.

шт.

.

При nэф = 4 шт. и ки,ср = 0,8, кр=1.

PР,сил=1800 = 800кВт.

Qр,сил = 1,1 624 = 686,4 квар.

Sр,сил =.

.

Потери в трансформаторе по (3.1) и (3.2):

= 0,41 + 0,57 2М2,6 = 1,26 кВт,

= (0,5+4,5М0,57 2 )М160/100 = 3,14 квар.

Мощность береговой насосной станции по (3.3), (3.4), (3.5) и (3.6):

Расчётные мощности потребителей 0,4кВ здания химического цеха представлены в приложении 2.

Потери в трансформаторе по (3.1) и (3.2):

= 1,4 + 0,6 2М10,8= 5,29 кВт,

= (0,5+5,5М0,6 2 )М1000/100 = 24,8 квар.

Мощность здания химического цеха (3.3), (3.4), (3.5) и (3.6):

К РУ-6кВ береговой насосной станции подключены только потребители береговой насосной станции, к РУ-6кВ здания химического цеха подключены только потребители здания химического цеха.

РРУ-6 БНС = 960,26кВт,

Q'РУ-6 БНС = 772,14 квар.

РРУ-6 ЗХЦ = 1067,28кВт,

Q'РУ-6 ЗХЦ = 575 квар.

Расчётная мощность компенсирующего устройства:

Исходя из того, что:

- ТЭЦ является генерирующим предприятием

- потребители химического цеха являются потребителями собственных нужд

- значение экономически целесообразного tg не задано

принимаем решение, что применять компенсирующие устройства нет необходимости.

QРУ-6 БНС = 772,14 квар.

QРУ-6 ЗХЦ = 575квар.

Полная мощность РУ и коэффициент мощности по (3.11) и (3.12):

3.2 Выбор элементов схемы распределения электрической энергии

Внутризаводское распределение электроэнергии выполняется по радиальной схеме. Выбор схемы определяется категорией надежности потребителей электроэнергии, их территориальном размещением, особенностями режимов работы [1].

Схема электроснабжения химического цеха приведена на листе 4.

Распределение электроэнергии на напряжении 6 кВ по предприятию осуществляем кабельными линиями. Кабельные линии прокладываем в земляных траншеях. Применяем кабель марки ААШв на напряжение 10 кВ. ААШв - кабель с алюминиевыми жилами в алюминиевой оболочке с бумажной пропитанной изоляцией и защитным покровом в виде шланга из поливинилхлорида. Рекомендуется [8] при укладке в земле с низкой коррозионной активностью при условии, что в процессе эксплуатации не подвергается растягивающим усилиям.

Методика определения сечений кабельных линий 6 кВ

Сечение кабельных линий из условия экономической плотности тока:

 (3.15)

где Iмакс.1с - максимальный рабочий ток одной секции шин РУ или КТП или максимальный рабочий ток двигателя, А;

jэк - экономическая плотность тока. Значения приведены в [6, т. 1.3.36, с. 40], А/мм2.

• Сечение кабельных линий из условий длительного допустимого тока:
• (А), (3.16)
• где Iдоп - длительный допустимый ток кабеля, значения приведены в [1], А;
• кср - коэффициент среды, учитывающий отличие температуры среды от той, при которой составляются таблицы допустимых значений; значения приведены в [1];
• кпр - коэффициент прокладки, учитывает ухудшение теплоотдачи при многослойной прокладке кабелей (по [1]).

Сечение кабельных линий из условий послеаварийного режима:

(3.17)

где Iав - максимальная токовая нагрузка кабеля при условии питания двух секций РУ или КТП при отключенных потребителях III категории, А.

Проверка выбранного кабеля по потере напряжения:

(3.18)

• где Iмакс - максимальная токовая нагрузка кабеля в нормальном режиме, А;
• LКЛ - длина кабельной линии, км;
• r0, x0 - удельные активное и индуктивное сопротивления кабеля (по [1, т. 3.5, с. 54], Ом/км;
• n - число параллельно работающих кабелей;
• cos - коэффициент мощности потребителя электроэнергии и соответствующий ему sin?.
• После расчёта токов короткого замыкания и выбора защитной аппаратуры кабельные линии необходимо проверить на термическую устойчивость. Методика приведена в [1, с. 52].
• Сечение кабельной линии из условия термической стойкости определяют по формуле:
• (3.19)
• где IК.макс - максимальный ток короткого замыкания в кабельной линии, А;
• tп - приведённое время действия тока короткого замыкания, с;
• Ст - температурный коэффициент, значения приведены в [1, т. 3.4, с. 53], А?сЅ/мм2.

Приведённое время действия тока короткого замыкания определяется по выражению:

(3.20)

• где tп.п - приведённое время действия периодической составляющей тока короткого замыкания, tп.п=f(?'',tотк), по [1, р. 3.5, с. 52], с;