Электроснабжение завода технического углерода

Содержание

Введение

. Технологический процесс

.1 Общая характеристика производства

.2 Производство технического углерода (сажи)

.3 Энерготехнологическая схема в производстве технического углерода

.4 Производство электроэнергии

. Выбор напряжения электрической сети

. Определение расчетных электрических нагрузок

.1 Расчетные нагрузки структурных подразделений (СПП) предприятия

.2 Расчет осветительной нагрузки цехов

.3 Расчетная нагрузка всего завода

4. Определение количества и мощности трансформаторов

4.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

.2 Определение мощности КУ напряжения до и выше 1 кВ

.3 Выбор варианта количества цеховых трансформаторов

.4 Выбор местоположения и мощности трансформаторов ГПП

.5 Картограмма нагрузок

.6 Определение количества трансформаторов в каждом цехе

4.7 Выбор мощности компенсирующих устройств

. Расчет токов короткого замыкания

.1 Расчетная схема

.2 Схема замещения и его параметры

.3 Определение токов короткого замыкания

. Выбор схемы внутреннего электроснабжения и ее параметров

.1 Выбор схемы распределительной сети 6 кВ

.2 Выбор кабелей внутризаводской системы электроснабжения

.3 Технико-экономические показатели и сравнение двух вариантов схем

. Выбор оборудования аппаратов системы электроснабжения предприятия

.1 Выбор ограничителей перенапряжения

.2 Выбор и проверка выключателей напряжением 110 кВ

.3 Выбор и проверка разъединителей

.4 Выбор трансформаторов тока

.5 Выбор трансформаторов напряжения

.6 Выбор шин и изоляторов

.7 Выбор заземлителей

.8 Выбор выключателей на стороне 6,3 кВ

. Определение расчетных электрических нагрузок

.1 Выбор схемы электроснабжения цеха

.2 Расчет электрических нагрузок

.3 Выбор кабелей питающих электроприемники

.4 Выбор пуско-защитной аппаратуры

. Релейная защита и автоматика

.1 Общие вопросы релейной защиты

.2 Параметры релейной защиты

.3 Выбор источника оперативного тока

.4 Защита цеховых трансформаторов

.5 Расчет релейной защиты цехового трансформатора

. Безопасность жизнедеятельности

.1 Характеристика проектируемого объекта. Производственная санитария

.2 Мероприятия по обеспечению безопасности оборудования. Электробезопасность

.3 Пожарная безопасность

.4 Охрана окружающей среды

.5 Мероприятия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций

. Расчет защитного заземления насосной оборотного водоснабжения

.1 Выбор системы освещения и освещенности насосной оборотного водоснабжения

.2 Светотехнические характеристики проектируемого освещения

.3 Расчет и выбор схемы питания

. Экономическая часть

.1 Определение КПД системы электроснабжения

.2 Капитальные затраты проектируемой сети

.3 Затраты на организацию обслуживания

.4 Определение технико-экономических показателей

. Энергоэффективность

.1 Энергоэффективность предприятия

.2 Энергосберегающие технологии в электроосвещении

.3 Энергосберегающие технологии в электроприводе

Заключение

Список использованной литературы

электроснабжение завод трансформатор изолятор

Введение

Дипломное проектирование является заключительным этапом обучения студента в вузе. Оно позволяет наряду с систематизацией и закреплением теоретических знаний, полученных в процессе обучения, всесторонне расширить и углубить их в процессе проектирования системы электроснабжения предприятия, соответствующего специальности будущего инженера-электрика.

Темой дипломного проекта является "Электроснабжение завода технического углерода".

Данный дипломный проект содержит как описательную, так и расчетные и графические части, связанную с выбором системы электроснабжения и соответствующим выбором электрооборудования, КЛ, схем и аппаратов РЗиА как элементов этой системы.

Несмотря, на то, что методика проектирования еще осталось со времен СССР и проект сам является учебным, сама тематика и цель проектирования заставляют применять современное оборудование, составлять варианты схем электроснабжения, а также анализировать возможности применения энергосберегающих технологий и делать робкие шаги анализа технологических процессов в целях снижения энергоемкости производства технического углерода.

Целью данного дипломного проекта является разработка схемы электроснабжения предприятия, выбор его параметров, оборудования. На основании расчетов выполнения требуемой части графических работ, а также произвести анализ возможности снижения энергоемкости производства технического углерода, разработать и рекомендовать на применение методы снижения энергопотребления на проектируемом предприятии.

В системе цехового распределения электроэнергии настоящим проектом предусмотрено широкое использование комплектных распределительных устройств и подстанций, что обеспечивает гибкую, экономичную и надежную систему распределения электроэнергии. При этом широко используются современные системы автоматики, микропроцессорные и надежные устройства защиты элементов системы электроснабжения и источников питания.

С учетом этого вопроса, рационального ведения технологических процессов на проектируемом предприятии, основным мероприятием следует считать повсеместную, строго контролируемую экономию тепловой и электрической энергии.

Потребление электрической энергии на проектируемом предприятии зависит от целого ряда факторов технологического и производственного характера, к которым можно отнести совокупность способов и средств осуществления производственного процесса, техническое состояние механического и электрического оборудования, степень его использования.

Основными технологическими причинами, влияющими на удельный расход электрической энергии, являются уровень совершенства технологической схемы и технологического оборудования и удельные нагрузки на основное оборудование.

Значительное влияние на удельный расход электрической энергии оказывают также и другие, не менее важные факторы, обусловленные состоянием вспомогательного производственного оборудования. Сюда относятся, прежде всего, техническое состояние электрооборудования и применяемые транспортные средства на предприятии, а также степень загрузки электрического оборудования (электродвигателей, трансформаторов и др.).

В условиях современного производства должны предприниматься меры по рациональному использованию электрической энергии. Последнее должно обеспечиваться методологически обоснованным нормированием потребления электрической энергии на участках, в цехах и на предприятиях в целом, осуществлением целого ряда мероприятий по экономному расходу электрической энергии.

Основу энергосбережения в электроэнергетике химических и нефтехимических производств должно составлять планомерная реализация

комплекса технических и технологических мер, которым должна предшествовать оптимизация электропотребления инфраструктуры на системном уровне. Ее целью является упорядочение электропотребления объектами инфраструктуры, экономия направленных на оплату за потребленную электроэнергию средств, полученная за счет организационных мероприятий, а также создание научно обоснованных предпосылок для проведения целенаправленных энергетических обследований с последующей реализацией технических и технологических мер по энергосбережению.

Вопросы снижения энергоемкости и энергосбережения актуальны не только проектируемом предприятии, но и в масштабах всей страны.

Суммарная установленная мощность энергетического оборудования в стране велика, поэтому борьба за повышение коэффициента полезного действия и коэффициента использования энергетического оборудования, энергетических и топливных ресурсов в современных условиях приобретает особо важное значение. Снижение потребления топлива только на 1% эквивалентно мощности крупной современной электростанции (2-3 млн кВт), что вместе с тем приводит к экономии многих миллионов тонн топлива, способствует сохранению окружающей среды.

Борьба за высокую рентабельность и рациональное использование электрической энергии в современных условиях идет по пути создания мощных высокоэкономических и высокоэффективных энергетических установок, реализации экономически оправданных методов проектирования и эксплуатации электроприводов, рационального использования электроэнергии. Особо необходимо подчеркнуть, что в вопросах экономии электроэнергии, повышения ее качества наиболее ощутимые результаты могут быть достигнуты в процессе реализации современных рациональных методов выбора электрооборудования и электрического привода при разработке того или иного технологического процесса, с компенсацией, при необходимости, избытка потребляемой реактивной мощности. Если для потребителя электрической энергии энергоэффективность становится актуальной и главной задачей поставленной временем, то для производителей электрической энергии на ряду с энергоэффективностью производств по выработке электрической энергии (особенно ТЭС) встает вопрос резкого увеличения производственных мощностей. Так как электроэнергетика является базовой и прорывной отраслью Российской экономики по пути к модернизации страны. Электроэнергетика предназначена для удовлетворения потребностей народного хозяйства и населения страны в электроэнергии в теплоэнергии, а также обеспечения экспорта электроэнергии страны СНГ и Дальнего зарубежья от устойчивой и надежной работы отрасли во многом зависит энергетическая безопасность страны.

Перспективы развития электроэнергетики определены Электроэнергетической стратегией России на период до 2020г., которая была утверждена Правительством РФ 28 августа 2003г.

Как и в настоящее время, в перспективе структуру вводов генерирующих мощностей будут определять особенности территориального размещения топливно-энергетических ресурсов:

·        новые атомные электростанции должны сооружаться в европейских районах страны и частично на Урале и Дальнем Востоке;

·        гидроэлектростанции целесообразно строить в основном в Сибири и на Дальнем Востоке;

·        тепловые электростанции на угле придется вводить не только в Сибири и на Дальнем Востоке, но и в европейских районах страны;

·        при модернизации газомазутных ТЭС основным направлением станет замена паровых турбин на парогазовые установки в новых корпусах тех же площадках, а сооружение новых газовых ТЭС будет осуществляться исходя из ресурсов газа.

Энергетической стратегией России намечается при благоприятном варианте развития увеличить производство электроэнергии на АЭС до 195 млрд. кВт∙ч в 2010 г., а в 2020 г., до 300 млрд. кВт∙ч, для чего необходимо ввести на АЭС до указанного последнего срока 34-36 млн. кВт мощностей.

В условиях неравномерного размещения топливных ресурсов большое значение имеет программа развития гидроэнергетики. Так, до 2010г. должно быть завершено сооружение Бурейской ГЭС на Дальнем Востоке, Зарамагской, Зеленчукских и касакада Нижне-Черекских ГЭС на Северном Кавказе, начат ввод мощностей на строящихся гидроэлектростанциях, крупнейшими из которых являются Богучанская ГЭС в Сибири, Усть-Среднеканская ГЭС на Дальнем Востоке, Ирганайская ГЭС на Северном Кавказе.

После 2010 г. предусматривается продолжение экономически оправданного гидроэнергетического строительства с вводом на ГЭС по 3-4 млн. кВт мощностей в пятилетку. В соответствии с этим в 2011-2020 гг. должно быть закончено сооружение Богучанской ГЭС в Сибири, Нижне-Бурейской и Вилюйской ГЭС на Дальнем Востоке. Необходимо также приблизить начало сооружения Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса и строительства каскада ГЭС на Нижней Ангаре, чтобы ввести первые агрегаты головных ГЭС до 2020 г.

Кроме того, в Минэнерго РФ изучается возможности привлечения инвестиций на сооружение Туруханской ГЭС с установленной мощностью 12 млн. кВт и ежегодной выработкой 46 млрд.кВт ч электроэнергии. Осуществление этого проекта сделало бы Туруханскую ГЭС крупнейшей электростанцией в России, поставив её в один ряд с такими грандами мировой гидроэнергетики, как ГЭС "Итайпу" в Бразилии и ГЭС "Три ущелья" в Китае.

Основой электроэнергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, доля которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 62-65%. Выработка электроэнергии на ТЭС к 2020г., как намечается, возрастет в 1,4-1,5 раза по сравнению с 2001г. и может составить в год 655-690 млрд. кВт∙ч к 2020г, как за счет введения новых мощностей, так и за счет модернизации старых станций.

Необходимость радикального изменения условий топливообеспечения ТЭС в европейских районах и ужесточение экологических требований обуславливают потребность скорейшего внедрения новых технологий в теплоэнергетике. Для ТЭС, работающих на газе, такими технологиями, прежде всего, являются парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла; для ТЭС, использующих твердое топливо, - это экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, а позже - газификация угля с использованием генераторного газа в парогазовых установках. Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС должен обеспечить повышение КПД установок до 50%, а в перспективе - до 60% и более.

Исходя из требований времени и современного состояния электроэнергетики, данный дипломный проект предназначен для решения конкретных задач в области энергоэффективности, энергосбережения и бережливого производства в проектируемом предприятии.

Актуальность данного дипломного проектирования продиктовано проблемами уменьшения издержек за счет повышения надежности внутризаводской системы электроснабжения и уменьшения потерь электроэнергии, а также уменьшение электроэнергетической доли в себестоимости производства технического углерода.

Задачи данного дипломного проекта исходят от поставленных целей, т.е. разработка схемы электроснабжения завода технического углерода:

·        определение расчетных нагрузок предприятия;

·        построение картограммы нагрузок на генеральном плане предприятия и определение центра энергетических нагрузок;

·        определение оптимальной схемы электроснабжения завода, путем сравнения вариантов схем электроснабжения;

·        выбор оборудования для принятого варианта схемы электроснабжения;

·        разработка вопроса повышения энергоэффективности предприятия и рассмотрение вопросов энергосбережения на проектируемом предприятии.

1. Технологический процесс

.1 Общая характеристика производства

В настоящее время предприятие химической и нефтехимической промышленности, которому относится проектируемое предприятие, потребляет значительное количество электрической энергии. Внедрение новых энергоемких технологических процессов и повышение общего технологического уровня производства технического углерода вызывает необходимость значительного повышения уровня надежности электрооборудования и экономичного использования электрической энергии.

Проектируемое предприятие (ОАО "НКТУ") снабжается электрической энергией от подстанции "Нижнекамская" по двухцепной ВЛ-110кВ. По условиям бесперебойности электроснабжения данное предприятие относится к потребителям 2-ой категории, но имеются потребители 1-ой категории.

Потребителями электрической энергии на предприятии являются приводные асинхронные (АД) и синхронные (СД) электродвигатели технологического оборудования (компрессоры, нагнетатели, насосы, турбогазодувки, вентиляторы, мешалки и др.). По условиям окружающей среды помещения в основном относятся к нормальным, поэтому в качестве основных приводных АД приняты электродвигатели серии 4А и 5А.

На предприятии по условиям окружающей среды имеются взрывоопасные зоны, где применяются электродвигатели серии ВАО и ВАО2. На заводе имеется технологическая электрическая станция оснащенная двумя турбогенераторами - мощностью 2х6 МВт, типа Т6-2 У3.

Основной технологический процесс на проектируемом предприятии, это производство технического углерода, а вспомогательный технологический процесс, это производство электрической энергии.

1.2 Производство технического углерода (сажи)

Технический углерод (сажа) находит применение в шинной, резинотехнической, полиграфической, лакокрасочной и других отраслях промышленности. Производство технического углерода основано на разложении углеводородов под действием высокой температуры в одних случаях с недостатком воздуха, в других - при термическом разложении сырья без доступа воздуха.

По способу производства технический углерод подразделяется на: печной из масел, печной из газа, канальный из газа, канальный из масел, печной из масел и газа. В качестве сырья для получения технического углерода используют продукты переработки нефти - зеленое масло, термогазойли, экстракты каталитического риформинга, а также - природный газ.

Основные компоненты сырья для получения технического углерода:

·        коксохимическое сырье для производства технического углерода; антраценовая фракция, антраценовое масло и пековые дистилянты, получаемые при разработке каменноугольной смолы, ГОСТ 11126-88;

·        тяжелая пиролизная смола (нефтехимическое сырье),получаемая на этиленовых производствах нефтехимических заводов, марок А ОКП 24 5126/3410 и Б ОКП 24 5126/3420, ТУ 38.1020256-89.

Особенностью производства технического углерода по разным технологическим схемам является выход низкокалорийных отходящих газов, которые являются горючими вторичными энергетическими ресурсами (ВЭР). Эти газы используются в качестве топлива для выработки пара в утилизационных котельных, а также в топках сушильных барабанов для сушки гранул. Характеристика отходящих газов производства технического углерода и удельные нормы расхода энергоресурсов приводится в таблице 1.

Таблица1. Удельные нормы на производство технического углерода

Марка ТУ

Выход горючих газов

Удельные расходы

Расход воздуха, м3/т

  V, тыс. м3/т          ккал/м3       Гкал/т   электроэнергии, кВтч/ттепловой энергии,

Г кал/ттоплива, кг/т (услов. топливо)
П-245	20	580	14,5	650	1,2-1,7	990	1670/2400
П-514	15	540	7,5	500	1,2	580	1000/2000

.3 Энерготехнологическая схема в производстве технического углерода

Печной активный технический углерод марок П-245, П-514, N-660 получают в реакторах циклонного типа.

На рис. 1.1 приведена схема получения технического углерода. Сырье со склада поступает в теплообменник, где подогревается до температуры t=100, далее насосом подается в беспламенный подогреватель, где подогревается до температуры t=300, и через фильтр подается в форсунки реактора 1. Для создания необходимой температуры в реакторе (до 1400) в камере сгорания сжигается природный газ, воздух среднего давления для горения газа подогревается в воздухоподогревателе среднего давления 2. Сырье, поступающее в реактор, распыливается воздухом высокого давления, предварительно подогретое в воздухоподогревателе высокого давления 2А. Для снижения температуры в зоне реакции впрыскивается химически очищенная вода. Охлажденная газовая смесь технического углерода с температурой t=700 из реактора поступает в холодильник-ороситель, где охлаждается за счет впрыска химически очищенной воды до температуры 200.

После холодильника-оросителя сажегазовая смесь поступает в циклон, где улавливается большая часть технического углерода, далее в рукавные фильтры.

Рис.1.1 Принципиальная схема получения технического углерода (сажи).

Элементы принципиальной технологической схемы:

- реактор РС-50/3500; 2, 2А - воздухоподогреватель; 3 - холодильник-ороситель; 4 - циклон Ф3600 мм; 5 - рукавный фильтр ФР-5000; 6 - антициклон; 7 - микроизмельчитель МГС-40М; 8-циклон уплотнитель ЦУС-40; 9, 10 - циклоны; 11 - смеситель гранулятор СГС-50М; 12 - барабан сушильный БСК-40; 13 - емкость под ЛСТ; 14 - печь дожига; 15 - мельничный вентилятор; 16 - ковшовый элеватор; 17 - шнеки; 18 - бункер готовый продукции;19 - фильтр ФР-650; 20 - котел-утилизатор.

Образовавшийся технический углерод из циклона пневмотранспортом направляется (вентилятор пневмотранспорта ТВ13) на грануляцию.

Полученная готовая продукция "Углерод технический для производства РТИ", ГОСТ 7885-86.

Основная доля производства, более 78% приходится на марки П245 и П514, а также выпускается марки N-330; N-660; N-635, более 11 марок.

П 245 - печной, высокоактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с высоким показателем дисперсности и высоким показателем структурности.

П 514 - печной, среднеактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья со средним показателем дисперсности и средним показателем структурности.660 - печной, полуактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с низким показателем дисперсности и высоким показателем структурности.330 - печной, полуактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с низким показателем дисперсности и низким показателем структурности.

Отходящий газ технического углерода из циклона 4 и рукавных фильтров 5 мельничным вентилятором направляется на сжигание в топке утилизационной котельной сушильного барабана и УДГ 14 (установка дожига отходящих газов). Затраты энергетических ресурсов на производство технического углерода различных марок различны.

Основными направлениями по экономии электроэнергии в производстве технического углерода следует считать: повышение уровня загрузки технологического оборудования и увеличение производительности отделения улавливания за счет разработки методов снижения температуры газовой смеси технического углерода перед циклонами и рукавными фильтрами и сокращения подачи химически очищенной воды в холодильник-ороситель. Внедрение этого мероприятия позволит резко сократить процентное содержание влаги в газовой смеси, снизит нагрузку на мельничные вентиляторы, улучшит условия утилизации отходящего газа технического углерода; снизит потери воздуха высокого и низкого давления (расход электроэнергии на сжатый воздух составляет 23% общего расхода).

1.4 Производство электроэнергии

В процессе получения технического углерода образуются технологические отбросные низкокалорийные газы. Эти отбросные газы на заводе используются как вторичные энергетические ресурсы. Отходящие газы сжигаются в утилизационных котельных установках. Полученный пар применяется, как технологический пар для нужд технологического процесса, так и энергетический для обогрева помещений и получения электрической энергии.

На рис. 1.2 показан структурная схема получения электрической энергии.

Рис.1.2 Технологическая схема получения тепловой и электрической энергии.

- котел ПКК70-35; 2 - пароподогреватель; 3 - запорная арматура для регулирования подачи пара; 4 - РОУ (редукционно-охладительная установка); 5 - турбина; 6 - генератор Т6-2У3; 7 - подпитывающий насос; 8 - питательный насос; 9 - деаэратор; 10, 11 - конденсатные насосы; 12 - конденсатор турбогенератора.

2. Выбор напряжения электрической сети

Выбор напряжения питающих и распределительных сетей зависит от мощности, потребляемой от источника питания, напряжения источника питания (особенно для небольших и средних предприятий), количества и единичной мощности электроприемников (электродвигатели, электропечи и др.).

При получении электроэнергии от источника питания при двух и более напряжениях напряжение следует выбирать на основе технико-экономического сравнения вариантов.

При равенстве приведенных затрат или при небольших экономических преимуществах (5-10%) по приведенным затратам варианта с низшим из сравниваемых напряжений предпочтение следует отдавать варианту с более высоким напряжением. В технико-экономических расчетах необходимо также учитывать сооружение новых или расширение существующих районных подстанций (РПС).

Основные рекомендации по выбору напряжения.

Напряжение 110 кВ целесообразно применять при потребляемой промышленным предприятием мощности 10-150 МВ∙А, даже при необходимости соответствующей трансформации на РПС.

Значение первичного напряжения существенно не влияет на экономические показатели, важнее значение напряжения, на которое производится трансформация.

Напряжения 10 и 6 кВ применяются в питающих и распределительных сетях небольших и средних предприятий и на второй и последующих ступенях распределительных сетей крупных предприятий при применении глубоких вводов на первой ступени электроснабжения, при этом следует применять напряжение 10 кВ, как более экономичное, чем 6 кВ;

Напряжение 6кВ может применяться в исключительных случаях, например:

) при преобладании на проектируемом предприятии электроприемников 6кВ (в частности, электродвигателей), а также исходя из условий их поставки (в соответствии с требованиями технологии или при комплектной поставке с производственным оборудованием);

) при напряжении генераторов заводской ТЭЦ 6 кВ, особенно когда от нее питается значительная часть электроприемников предприятия.

Цеховые электрические сети до 1000В выполняются на следующие стандартные напряжения трехфазного переменного тока:

Использование напряжений 127 и 220В для питания электродвигателей экономически не оправдано ввиду больших потерь электроэнергии

Таблица 2. Стандартные величины напряжений электроустановок до 1000В

Напряжение на зажимах генераторов и трансформаторов, В	Напряжение на зажимах приемников, В
133	127
230	220
400	380
690	660

и большего расхода цветного металла. Напряжение 127В иногда применяется для питания однофазных электродвигателей малой мощности или осветительных сетей в особых помещениях, например в подземных установках. Напряжение 220В как фазное напряжение в сетях 380-220В применяется для целей освещения, питания мелких однофазных электродвигателей и нагревательных приборов. Самое широкое распространение для питания электродвигателей в системах электроснабжения промышленных предприятий получило напряжении 380В, которое используется также в системах с заземленным нулевым проводом для питания осветительных установок.

Система 380-220В удовлетворяет основным условиям питания потребителей:

а) возможности совместного питания осветительных приборов и электродвигателей;

б) относительно низкому напряжению между "землей" и "проводом" (220В).

Для уменьшения потерь электроэнергии в цеховых сетях следует применять напряжения не ниже 380 В. Напряжение 500 В из стандартных величин исключено, так как его применение связано с рядом трудностей, которые обусловлены тем, что напряжение 500 В не является следующей ступенью по отношению к напряжению 380 В (380= 660).

Исходя из вышеизложенного для внешнего электроснабжения завода принимаем напряжение 110 кВ, т.к. потребляемая мощность предприятия превышает 10 МВ∙А и учитывая удаленность от РПС "Нижнекамская" составляет всего 5 км.

Учитывая то, что все приемники электроэнергии среднего напряжения на напряжение 6 кВ и учитывая наличие источников выработки электроэнергии, т.е. технологической электростанции потребителя на напряжение 6 кВ, для сети внутризаводского электроснабжения выбираем напряжение 6 кВ.

Основными потребителями электрической энергии на предприятии являются приводные асинхронные электродвигатели технологического оборудования на напряжение 0,4 кВ, то выбираем стандартную величину напряжения 380 В.

3. Определение расчетных электрических нагрузок

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По значению электрических нагрузок выбирают и проверяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования.

Определение электрических нагрузок производятся в связи с необходимостью выбора количества и мощности трансформаторов, проверки токоведущих элементов по нагреву и потере напряжения, правильного выбора защитных устройств и компенсирующих установок.

Результаты расчетов нагрузок являются исходными для всего последующего проектирования. Для определения расчетных нагрузок групп приемников необходимо знать установленную мощность (сумма номинальных мощностей) всех электроприемников группы и характер технологического процесса.

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

 

.1 Расчетные нагрузки структурных подразделений (СПП) предприятия

Расчет производится по коэффициенту спроса kс и установленной мощности (Pу).

Пример расчета для цеха №1 по производству технического углерода.

Определяем расчетную нагрузку на стороне низкого напряжения (НН) 0,4кВ.

Потребитель электроэнергии - турбогазопродувка ТГ-150 с электродвигателем 2В280L2У3 Ру =75 кВт. Количество работающих - 24шт,

k = 0,75; cosϕ= 0,8; tgϕ=0,75 [7] .

Количество резервных 12шт, kс = 0,1; cosϕ= 0,5; tgϕ= 1,8

Рр = n∙Ру∙kс, (кВт) (3.1)р = Рр∙tgϕ, (кВ∙Ар) (3.2)

 (3.4)

Согласно 3.2 расчетная реактивная мощность ТГ:

.

Расчетная нагрузка потребителей электроэнергии напряжением 6кВ:

наименование потребителя - вентилятор мельничный ВМН-17 с электродвигателем ВАО2-450L4-У3 Ру = 400 кВт;

osϕ= 0,8; k = 0,75;  3.4 tgϕ=0,75.

.

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.1

Расчетная нагрузка цеха №1 по производству ТУ по стороне НН

Рр1 =Ру1 kс1, (кВт)(3.5)

Рр1 =5660∙0,64 =3620 кВт.р1 =Рр1∙tgϕ, (кВ∙Ар)(3.6)р1 =13620∙0,82 =2970 кВ∙Ар.

Расчетная нагрузка цеха №1 по производству ТУ для потребителей электроэнергии ВН (6кВ):

Ррвн = Рувн∙kсвн, (кВт);(3.7)

Ррвн =1600∙0,75 =1200 кВт.

Qрвн = Ррвн∙tgϕ(кВ∙А);(3.8)

Qрвн =1200∙0,75 = 900 кВ∙Ар.

Расчет для других цехов аналогичен.

Результаты расчетов сведены в таблице 3.2

Расчетная нагрузка силового оборудования на низшем напряжении (0,4кВ):

∑Рр.нн =18420 кВт; ∑Qр.нн =14584 кВт.

Расчетная нагрузка силового оборудования на высшем напряжении (6кВ) по предприятию:

∑Рр.внп = 9025 кВт; ∑Qр.внп =5850 кВ∙Ар.

Расчетная нагрузка силового оборудования на ВН (6кВ) по внешней нагрузки:

∑Рр.внв =2680 кВт; ∑Qр.внв =1122 кВ∙Ар;

∑Рр.вн =11705 кВт; ∑Qр.вн = 6980 кВ∙Ар.

.2 Расчет осветительной нагрузки цехов

В качество источника электрического освещения на предприятиях используются газоразрядные лампы и лампы накаливания.

Пример расчета для цеха № 1 по производству техуглерода.

Расчет осветительной нагрузки производим методом удельной мощности (W, Вт/м²) и коэффициентом спроса kс.

Производственные помещения цеха №1.=17Вт/м² при kз=1,5, т.к. производственные помещения цеха относятся к помещениям с воздушной средой, содержанием в рабочей зоне пыли, дыма, копоти до 5 м²/м³, то k =1,8, тогда коэффициент перечета kп =1,15 kос =0,85 [1;7]

Для участков цеха расположенных вне помещений (участок реакторов):=7 Вт/м²; kп =1,15; kсо =0,6.

Для участков расположенных под навесами:=12 Вт/м²; kп =1,15; kсо =0,8.

Общая площадь производственных помещений:п = 3541,48 м².

Общая площадь открытых установок:о = 502,5 м².

Общая площадь под навесами:н=5040 м².

=W, (кВт) (3.9)

. (3.10)

Расчетная нагрузка электрического освещения территории предприятия:с = 0,65; Wуд = 0,20 Вт/м²; Fтер = 290000 ^м2 [1;7].уд = 0,20 Вт/м² при k3 =1,3, при k3 = 1,5 вводом kп =1,15,

тогда,

Рр.о.тер =Wуд∙kс∙kп∙Fтер, (Вт) (3.11)

Рр.о.тер = 0,20∙0,65∙1,15∙290000 = 43,500 Вт = 43,5 кВт.

Результаты расчетов сводим в таблице 3.3

.3 Расчетная нагрузка всего завода

Расчетная нагрузка на низшем напряжении (НН):

Рр.∑нн = ∑Рр.нн + ∑Рр.о; (3.12)

Рр.∑нн =18420+810 =19230 кВт.р.∑нн = ∑Qр.нн + ∑Qр.о; (3.13)р.∑нн =14584+610 =15194 кВ∙Ар,

где Рр.∑нн и Qр.∑нн - расчетная активная и реактивная мощность суммарной нагрузки НН.

Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховых подстанций и цеховых сетях до 1кВ принимаем 3 и 10% полной транспортируемой мощности:

∆Qц = 0,1∙Sр.∑нн ; (кВ∙Ар) (3.16)

∆Qц = 0,1∙24500=2450 кВ∙Ар,

где и ∆Qц- суммарные потери активной и реактивной мощности.

Расчетная полная активная и реактивная мощности завода на стороне высшего напряжения (ВН):

Рр.п = kом∙∑Рр.нн+∑Рр.о+∆Рц , (кВт) [5]. (3.17)

Рр.п = 0,85∙18420+840+740 =17200 кВт.р.п = kом∙∑Qр.нн+∑Qр.о+∆Qц ,(кВ∙Ар) (3.18)р.п = 0,85∙14584+610+2450 =15500 кВ∙Ар.

Ррп.п = kом∙Р∑вн+Ррп , (кВт) (3.19)

Ррп.п = 0,85∙11705+17200 =27250 кВт.р.пп = kом∙Q∑вн+Qр.п , (кВ∙Ар) (3.20)р.пп = 0,85∙ 6980+15500 =21450 кВ∙Ар.

Расчетная нагрузка, по которой определяется мощность трансформаторов

ГПП:

где Qс, поступающая от питающей энергосистемы к шинам низшего (6кВ) напряжения ГПП, определяется исходя из условий задания на проект и вычисленной выше расчетной активной мощности (Рр.пп).

= Рр.пп ∙tgϕс , кВ∙Ар (3.23)

где tgϕс определяем из заданного значения cosϕс=0,927, тогда ϕс=220

 = (3.24)

ϕс =0,4;

Qc =27250∙0,4=10900 кВ∙Ар.

Расчетная мощность, для определения мощности трансформаторов на ГПП

р.гпп ==29350 кВ∙А.

Мощность компенсирующих устройств без учета естественной компенсации:

= Qр.пп - Qс , (кВ∙Ар) [15]. (3.25)

= 21450-10900 = 10550 кВ∙Ар.

Вводим коэффициент kнс.в , учитывающий, несовпадение по времени наибольших активной нагрузки энергосистемы и реактивной нагрузки предприятия, kнс.в = 0,9-0,95 (для предприятий нефтехимической промышленности). [12; 20].

∙Qр.пп - Qс - Qз.с , (кВ∙Ар);  (3.26)з.с = U2∙b0∙l (3.27)

где, b0 =2,84∙10-6 См/км, l - длина ВЛ с учетом отпайки.

з.с = 1152∙2,84∙14∙10-6 = 0,5 МВар.

или Qз.с = q∙l  (3.28)

где q=3,6∙10-2 МВ∙Ар/кмз.с = 0,5 Мвар.

 0,92∙21450-0,5-10900 = 8400 кВ.

4. Определение количества и мощности трансформаторов

.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

Ориентировочно выбор единичный мощности трансформаторов цеховых подстанций (ТП) производится по удельной плотности нагрузок, пп, кВ∙А/м² и полной расчетной нагрузки предприятия [7].

При удельной плотности 0,2-0,3 кВ∙А/м² и суммарной нагрузке более 3000 кВ∙А целесообразно применять цеховые трансформаторы мощность 1600 и 2500 кВ∙А. При удельной плотности и суммарной нагрузке ниже указанных значений наиболее экономично применение трансформаторов мощностью 400-1000 кВ∙А.

Исходя из выше изложенного определяем удельную плотность нагрузки предприятия:

Исходя из условия удельной плотности, где пп превышает значение 0,2 рассмотрим три типоразмера трансформаторов с

н.т = 1000кВ∙А; Sн.т = 1600кВ∙А; Sн.т = 2500кВ∙А

Предварительный выбор числа цеховых трансформаторов производим из допущения отсутствия компенсации реактивной мощности на стороне низшего напряжения (0,4кВ) ТП;

Коэффициент загрузки трансформаторов принимаем: kз.т = 0,7.

Для типоразмера с Sн.т = 1000 кВ∙А:

т1,0 = Nmax =  = 35 шт;

Для типоразмера с Sн.т = 1600 кВ∙А:

т1,6 = Nmax =  = 22 шт;

Для типоразмера с Sн.т = 2500 кВ∙А:

т2,5 = Nmax =  = 14 шт.

где Nт - число трансформаторов, определяет наибольшую реактивную мощность, которая может быть передана со стороны 6кВ в сеть низшего напряжения.

.2 Определение мощности КУ напряжением до и выше 1 кВ

Компенсацию реактивной энергии на стороне низшего напряжения на проектируемом предприятии на данном этапе не планируем, но после окончательного выбора числа, типоразмеров цеховых трансформаторов и исходя с технико-экономических показателей каждой ТП допускаем возможность применения КУ на стороне низшего напряжения.

Компенсацию реактивной мощности предварительно планируем только на стороне 6кВ в системе электроснабжения предприятия.

кувн = Qр∑вн, (кВ∙Ар) (4.3)

тогда согласно (3.3) с учетом Qс = 10900 кВ∙Ар;ку = 8400 кВ∙Ар.

Принимаем такое решение исходя из того что:

компенсации на стороне ВН в два раза дешевле, чем на стороне НН;

есть возможность автоматического контроля и регулирования cosφ, tgφ;

- наличия синхронных электродвигателей с Руст = 8 МВт;

наличия собственных источников производства электроэнергии,

Р =12 МВт и Q = 9 МВар.

.3 Выбор варианта количества цеховых трансформаторов

Количество и типоразмер трансформаторов выбираем исходя из стоимости капитальных вложений на основное оборудование.

Стоимость трансформаторов:

Кт1,0 = 880тыс.руб; (ТМЗ 1000/6)

Кт1,6 = 1040тыс.руб; (ТМЗ 1600/6)

Кт2,5 = 1380тыс.руб; (ТМ 2500/6).

Стоимость коммутационного аппарата (ячейки) на стороне 6кВ:

Ячейка MCset с выключателем Evolis на 630А

Кк.А = 584тыс.руб.

Затраты на основное оборудование:

Зт1,0 = 35∙(880+584) = 51 240 тыс.руб.

Зт1,6 = 22∙(1040+584) = 35 728тыс.руб.

Зт2,5 = 14∙(1380+584) = 27 496тыс.руб.

Самым экономичным по стоимости основного оборудования является вариант 14 трансформаторов с Sн.т = 2500кВ∙А.

Изменение потерь электроэнергии при изменении типоразмера и числа трансформаторов в данном расчете не учитываются так же, как и изменение внутрицеховой сети.

При окончательном выборе схемы сети и типоразмера цеховых трансформаторов принимаются во внимание следующие требования:

необходимость обеспечения требований к надежности электроснабжении;

длина кабельных линий системы электроснабжения цеха до 1кВ не должна

превышать 200м;

технология производства;

совместимость производства планово-предупредительных ремонт электрического, электротехнологического, механического и технологического оборудования;

учет взаимного расположения РУ 6кВ, ТП и питающих линий напряжением 6кВ;

использование схем электроснабжения с не более двумя трансформаторами.

.4 Выбор местоположения и мощности трансформаторов ГПП

Местоположение, тип, мощность и другие параметры ГПП в основном обуславливаются величиной и характером электрических нагрузок, размещение их на генеральном плане, а также производственными, архитектурно-строительными эксплуатационными требованиями. Важно, чтобы ГПП находилась, возможно, ближе к центру питаемых от нее нагрузок. Это сокращает протяженность, а следовательно, стоимость и потери в питающих и распределительных сетях электроснабжения предприятия.

Перед определением положения центра нагрузок (координаты по Х и У - на генплане) определяем центры нагрузок цехов. Для этого объединяем технологический связанные объекты (например цех №1 и упаковку №1) и объекты с малыми установленными мощностями с более крупными (например прачку с цехом №7) и т.д.

Группирование потребителей рассмотрим на примере цеха №1(объекты на генплане 25; 26; 27;28) центр нагрузки объект №26.

Ррнн = 3770 кВт; Ррвн = 1200 кВт; Ррон = 143 кВт.

Расчетная нагрузка силового оборудования с учетом потерь в трансформаторах и в линиях до 1кВ приведенная на сторону ВН:

Рр нн.п = ∆Р+Рр.нн, (кВт) (4.4)

Рр ннп = 0,03∙3770+3770 = 3880 кВт

Рронп = 0,03∙143+143 = 148 кВт

Ррвн =1200+3880 = 5080 кВт

Рр1 = 5228 кВт

Координаты центра нагрузок (ЦН) цеха №1

Хцн = 27,55 см; Уцн =18,4 см

Для остальных цехов определение координат центра нагрузок (ЦН) аналогичен. Результаты сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Расчетные нагрузки и центры нагрузок цехов

№ пп	Наименование цехов (потребителей ЭЭ)	Расчетная нагрузка		Координаты
		Ррi, кВт	Рроi, кВт	Х, см	У, см
1	2	3	4	5	6
1	Цех № 1	5228	148	27,55	184
2	Цех № 2	3440	100	16,1	16,95
3	Цех № 3	3305	83	6,15	16,95
4	Участок №4	1468	26	15,5	28,15
5	Цех №5	9715	72	30	6,35
5	Цех № 6	1690	65	28,9	30,05
6	Цех № 7	475	40	48,6	4,4
7	НОВС	1230	90	38,8	13,35
8	Цех № 9	612	62	51,55	15,05
9	Административный корпус	1310	160	52,4	7,3

Картограмма показана на графической части (лист 2).

Определяем положения центра энергетических нагрузок (ЦЭН) (координаты Х и У - в сантиметрах на генплане) предприятия.

Хцэн = 26,5 см = 265 мм

Уцэн = 14,12 см = 141,2 мм.

Центр нагрузок попадает на территорию, занимаемую производственными помещениями, поэтому расположение ГПП смещаю в сторону внешнего источника питания. Поскольку в данном случае глубокий ввод невозможен, то новое место расположения ГПП определяю условиями минимальной длины кабельных линий, питающих цеховые РУ, минимального расстояния до питающей ЛЭП и условиями электробезопасности, то есть выбираю расположение ГПП на западной стороне проектируемого предприятия.

Выбираем трансформатор на ГПП с коэффициентом загрузки трансформатора kз.т = 1,4

Выбираем трансформатор ТРДН 25000/110 ∆Рк.з = 120кВт; Uк = 10,5%;н = 25 МВ∙Авн = 115 кВ; Uнн = 6,3 кВ [5]

4.5 Картограмма нагрузок

Для определения месторасположения ГПП на генеральный план предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой окружности, причем площади, ограниченные окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов.

Площадь окружности в определенном масштабе равна:

Ri =   (4.8)

где, Ri радиусе окружности; m - масштаб; Рi расчетная нагрузка и площадь круга. Масштаб определяем из выражения:’ = , (4.9)

Радиус круга:

= m, (см) (4.10)

Расчетная нагрузка:

= Ppвнi + Pровн, (кВт) (4.11)

где Ppвнi - силовая нагрузка цеха приведенная на сторону ВН

Рровн - осветительная нагрузка цеха приведены на сторону ВН.

Определяем масштабный коэффициент m, на примере цехов с Ррmax и Ррmin.

Ррmax = Рр5 = 9715 кВт;

Ррmin = Рр7 = 475 кВт.

Определяем коэффициент масштаба на Ррmin, т.е. по Рр7. Принимаем R7 = 1см или R7 = 10 мм' = = 0,046;

’’ =  = 1,511.

Проверяем на Ррmax, т.е. на Рр5

= 0,046∙ = 4,5 см;=  = 45 мм.

Определяем угол сектора осветительной нагрузки:

7 =  ∙ 36030;

5 =  ∙ 360 3.

Результаты расчетов заносим в таблицу 4.2

Таблица 4.2

№пп	Наименование цехов (потреб. ЭЭ)	Расчетные нагрузки		Радиус окружности	Угол сектора нагрузки освещения
		Ррi, кВт	Рроi, кВт	Ri, см	, град.
1	2	3	4	5	6
1	Цех № 1	5228	148	3,33	100 20′
1	2	3	4	5	6
2	Цех № 2	3440	100	2,7	10 30
3	Цех № 3	3305	88	2,65	10 34′
4	Участок №4	1478	26	1,77	6 26′
5	Цех № 5	9715	72	4,5	3
6	Цех № 6	1690	65	1,9	13 48′
7	Цех № 7	475	40	1	30
8	НОВС	1230	90	1,62	26 20′
9	Цех № 9	612	62	1,15	36 30′
10	Административный корпус	1310	160	1,7	44
Итого		28450	835	-	-

.6 Определение количества трансформаторов в каждом цехе

Для обеспечения цехов электроэнергией в зависимости от нагрузки, технологической особенности и технико-экономической целесообразности будем применять трансформаторы с Sнт = 1600кВ∙А и Sнт = 2500 кВ∙А.

Определяем значение Qт для каждого типоразмера трансформатора:

Qт1,6 =  = 690 кВ∙Ар.т2,5 =  = 1085 кВ∙Ар.т2,5 =  = 2,8 шт .т1,6 =  = 4,4 шт.

С учетом технологической особенностью цеха №1, т.е. 4 технологических потока, выбираем номинальную мощность трансформатора:нт =1600 кВ∙А в количестве 4 штук, тип трансформатора ТМЗ 1600/6;т = 6000/400=15; сosφт = 0,8; Д/Ун - 11; вид, диапазон регулирования ПБВ,  22,5%, ГОСТ 11920-85.

Суммарная мощность трансформаторов:

∑н.т = 4∙1600 = 6400 кВ∙А;

Р∑н.т = 0,8 ∙ 6400 = 5120 кВт .

Трансформируемая реактивная мощность:

∑н.т = 3840 кВ∙Ар.

Коэффициент загрузки трансформаторов в момент пика потребления активной мощности kз.т =0,75.

Коэффициент загрузки трансформаторов в момент пика потребления активной мощности в послеаварийном режиме kз.т =1,5.

Для обеспечения параллельной работы трансформаторов в послеаварийном режиме применяем конденсаторные установки

УКМ 58-0,4-402-67УЗ с Qку = 402 кВ∙Ар с количеством ступеней регулирования 6; с автоматическим регулированием процесса компенсации реактивной мощности.нку =0,4кВ; мощность ступеней Qку = 6х67 кВ∙Ар. Коэффициент загрузки трансформаторов после установки компенсирующих конденсаторных установок kз =1,33.

Расчет количества и типоразмера трансформаторов для других цехов аналогичен. Расчеты сводим в таблицу 4.3.

Таблица 4.3

№ пп	Наименование цехов	Ррнн, кВт	Qр.нн, кВ∙Ар	Sр.нн, В∙А	Nт, шт.	Sн.т, кВ∙А	k з.т	kз.т.п/а	Qку, кВ∙Ар	k з.т ку
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Цех № 1	3913	3266	5100	4	1600	0,8	1,6	4х402	0,665
2	Цех № 2	2620	2143	3385	2	2500	0,69	1,38	-	-
3	Цех № 3	2490	1990	3130	2	2500	0,64	1,28	-	-
4	Цех № 4	1425	1419	2012	2	1600	0,63	1,26	-	-
5	Цех № 5	3510	3493	4952	4	1600	0,774	1,548	4х402	0,65
6	Цех № 6	1704	1348	2170	2	1600	0,68	1,36	-	-
7	Цех № 7	1140	1080	1570	1	1600	0,98	1,96	402	0,725
8	НОВС	1280	1001	1630	2	1600	0,51	1,02	-	-
9	Цех № 9	1150	1092	1586	1	1600	0,98	1,96	402	0,725
Итого		14122	12699	18932	16	1600	-	-	10х402	-
		5110	4133	6572	4	2500	-	-	-

Как видим из таблицы 4.3, нагрузка АК распределена между цехами №7 и №9, т.к. в АК нет возможности установки ТП.

.7 Выбор мощности компенсирующих устройств

Реактивная мощность, которую необходимо компенсировать на стороне низшего напряжения (0,4кВ) Qбнбн = 3800 кВ∙Ар

Для компенсации данной реактивной мощности окончательно выбираем конденсаторные установки УКМ-0,4-402-67 УХЛ в количестве 10 единиц, суммарной мощностью Qку = 4020 кВ∙Ар.

Реактивная мощность, которую необходимо компенсировать на стороне 6кВ для обеспечения условий проектирования, т.е. tgϕ = 0,4.

Qбв = 8400 - 4020 = 4380 кВ∙Ар.

Компенсацию реактивной мощности на стороне ВН, т.е. 6кВ планируем компенсировать без применения дополнительных КУ, т.к. на проектируемом предприятии имеются источники реактивной мощности в виде синхронных электродвигателей (СД) с установленной мощностью Руст = 8 МВт; с cosϕ = 0,8 и возможностью выработки реактивной мощности (Qсд) равной: Qсд = 4800 кВ∙Ар; а также турбогенераторов (ТГ) - с установленной мощностью 2х6 МВт с коэффициентом мощности cosϕ = 0,8.

При работе СД с потребляемой мощностью 6400 кВт путем регулирования cosϕ в пределах 0,8 0,95 можно компенсировать необходимую реактивную энергию, при этом на 438 кВт (10 Вт/кВ∙Ар) вырастают потери активной мощности, но это значение достаточно маленькая величина. При работе ТГ вопрос компенсации реактивной мощности становится не актуальным.

5. Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием называется непосредственное соединение между любыми точками разных фаз, фазы и нулевого провода и нулевого провода или фазы с землей, не предусмотренное нормальными условиями работы установки. Ниже перечислены основные виды коротких замыканий в электрических системах. [17]

. Трехфазное КЗ, при котором все три фазы замыкаются между собой в одной точке. Точка трехфазного КЗ обозначается К(3). Токи, напряжения, мощности и другие величины, относящиеся к трехфазному КЗ, обозначаются I(3), U(3), S(3) и т.д.

. Двухфазное КЗ, при котором происходит замыкание двух фаз между собой. Точка двухфазного КЗ обозначается К(2). Токи, напряжения, мощности и другие величины, относящиеся к двухфазному КЗ, обозначаются I(2), U(2), S(2) и т.д.

. Двухфазное КЗ на землю. При котором замыкание двух фаз между собой сопровождаются замыканием точки повреждения на землю (в системах с заземленными нейтралями). Точки двухфазного КЗ на землю обозначается К(1,1). Токи, напряжения, мощности и другие величины, относящиеся к двухфазному КЗ на землю, обозначаются I(1,1), U(1,1), S(1,1) и т.д.

. Однофазное КЗ, при котором происходит замыкание одной из фаз на нулевой провод или на землю. Точка однофазного КЗ обозначается К(1). Токи, напряжения, мощности и другие величины, относящиеся к однофазному КЗ, обозначаются I(1), U(1), S(1) и т.д.

Встречаются и другие виды КЗ, связанных с обрывом проводов и одновременными замыканиями проводов различных фаз. Различают КЗ на зажимах генераторов и КЗ в сети, отделенные от генератора сопротивлениями сети.

Трехфазное КЗ является симметричным, поскольку при нем все три фазы оказываются в одинаковых условиях. Все остальные виды КЗ являются нессиметричными, поскольку фазы не остаются в одинаковых условиях, а системы токов и напряжений получаются искаженными.

Наиболее часто встречаются однофазные замыкания. На их долю приходится до 65% от общего числа КЗ. Трехфазные КЗ возникают сравнительно редко - в 5% от общего числа КЗ.

.1 Расчетная схема

Составляем расчетную схему для определения токов КЗ от энергосистемы до стороны низшего напряжения 0,4кВ цеховой подстанции.

Расчетная схема с указанием всех элементов сети представлена на рис. 5.1.

Рис.5.1 Расчетная схема в сети

.2 Схема замещения и его параметры

Исходные данные для расчета параметров схемы замещения:

Система С: Мощность трехфазного короткого замыкания на стороне высшего напряжения подстанции энергосистемы Sк(3) =3500 МВ∙А, kуд(3) = 1,8.

Трансформатор 1Т: ТРДН 25000/110 Sт.ном = 25МВ∙А, Uвн = 115кВ,нн = 6,3кВ, ∆Рк.з = 120кВт, uк = 10,5%. [5]

Линия Л1: ВЛ-110кВ, l = 5км, z0 = х0 = 0,4Ом/км.

Технические данные цеховых трансформаторов и расчетные характеристики кабельных линий внутризаводских распределительных сетей приведены соответственно:

ТМЗ 1600/6,3. Sт.ном = 1600кВ∙А, Uвн = 6,3кВ, Uнн = 0,4кВ, ∆Рк.з = 18,0кВт, uк = 6,5%.

Линия Л2: КЛ-6кВ, l = 0,1км, rо = 0,258 Ом/км; хо = 0,076 Ом/км.

Линия Л3: КЛ-6кВ, l = 0,8км, rо = 0,125 Ом/км; хо = 0,071 Ом/км.

Линия Л4: КЛ-6кВ, l = 0,8км, rо = 0,125 Ом/км; хо = 0,071 Ом/км.

Для расчета составляется схема замещения, в которую входят все сопротивления цепи КЗ.

Определяется параметры схемы замещения в именованных единицах.

Значения сопротивления схемы замещения приводятся к основной ступени (6кВ), коэффициенты приведения:

=  ; k2 =  ; k3 =  .к(3) =  Uср Iк(3) , (МВ∙А)(5.1)

где, Uср - среднее расчетное значение напряженияср1 = 115 кВ; Uср2 = Uб = 6,3 кВ; Uср3 = 0,4 кВ.

Ток короткого замыкания в системе электроснабжения согласно (5.1):

Iк(3) =  , (кА)(5.2)к(3) =  = 17,6кА.

Сопротивление хс по заданному Iк(3):

хс =  (Ом)(5.3)

хс =  = 3,78 Ом.

Сопротивление хс по заданному (Sк(3)):

хс =  , (Ом)(5.4)

хс =  =3,78 Ом.

хп = zп = хd''· ; (Ом) (5,11)

В качестве базовой ступени выбираем напряжение на ступени СН, т.е.б = 6,3кВ

Задаем порядковые номера элементам схемы замещения рис. 5.2 и находим их параметры.

Рис. 5.2 Схема замещения сети.

Энергосистема. В соответствии (5.2):

к(3) = = 17,6 кА.

Согласно (5.3) и (5.8)

=  = 0,0114 Ом.

ВЛ-110кВ. На основании (5.8):

= 5∙0,4 ()2 = 0,0025 Ом.

Трансформатор ТРДН 25 МВ∙А:

т =  =0,167 Ом.

Генератор 6 МВт:

Z5′ = =0,662 Ом.

Синхронные электродвигатели согласно (5.11):

′′5 =  =1,6 Ом;

Трансформатор ТМЗ 1600/6:

т =  = 0,003 Ом.

хт =  = 1,612 Ом.

′4 = 0,0308 Ом;′′4 = 0,05 Ом.

.3 Определение токов короткого замыкания

п(3) = ∙k, (кА)  (5.14)

где  - результирующее сопротивление цепи КЗ.

Для точки К1:

 = 0,0114 + 0,0025 = 0,0139 Ом.

Ток КЗ без учета подпитки

 = · = 14,35 кА.

Ток подпитки со стороны 6,3кВ:

 =  = 1,1 кА;  =  = 0,85 кА.

Суммарный ток КЗ в точке К1:

 = 14,6кА.

Ток КЗ для точки К2:

 =  = 20,119 кА  20,12кА;

 =  = 2,4 кА;  =  = 5,3 кА.

 = 20,12 + 2,4 + 5,3  28 кА.

Ток КЗ для точки К3:

 =   31кА.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ:

 =  ·, (кА)  (5.15)

Для точки короткого замыкания К1:

 =  · 16,3  14 кА.

Для точки короткого замыкания К2:

  24 кА.

Для точки короткого замыкания К3:

  28 кА.

Ударный ток на месте короткого замыкания:

уд =  · kуд · , (кА) (5.16)

где kуд - ударный коэффициент

уд1 = 1+  ; (5.17)уд1 = 1,714; kуд2 = 1,4; kуд3 =1,38;удк1 =  ·16,3 ∙ 1,714  40 кА;удк2  55 кА;удк3  59 кА.

Расчеты заносим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1

точка КЗ	, кА, кАiуд , кА
К1	16,3	14	40
К2	28	24	55
К3	31	28	59

6. Выбор схемы внутреннего электроснабжения и ее параметров

.1 Выбор схемы распределительной сети 6 кВ

Основные принципы построения схем электроснабжения объектов:

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

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

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

Схему строим по уровневому принципу.

Первый уровень - ГПП  РП;

Второй уровень - РП ТП;

Третий уровень - ТП потребители электрической энергии.

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

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

Для потребителей электрической энергии цехов №7; №9 и АК:вариант - магистральная 2х уровневая с односторонним питанием (рис.6.1)

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

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

Стоимость основного оборудования.

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

КQW = 238 тыс.руб.

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

КQ = 584 тыс.руб.

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

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

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

Ккл = 304 тыс.руб.

Затраты на основное оборудование:

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

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

Разница затрат составляет около 10%.

Надежность магистральной схемой электроснабжения в разы уступает радиальной схеме электроснабжения.

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

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

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

Результаты группирования сводим в таблицу 6.1.

Расшифровка маркировки кабеля ААБн 2л Шп - 6000 3х240

6.2 Выбор кабелей внутризаводской системы электроснабжения

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

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

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

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

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

I доп. факт - фактическая допустимая токовая нагрузка.

Расчетный ток линии определяется как

Iр = , (А) (6.2)

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

- количество кабелей в КЛ.

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

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

где: Iдоп.табл - допустимая длительная токовая нагрузка;

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

Кпр - коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее;

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

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

Fкз =/С, (6.4)

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

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

Пример расчета для 1-го варианта:

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

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

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

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

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

В результате получаем:

Jэк = 1,4 [16].

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

Кабельная линия РП-1 ТП-5:н.т. = 1600 кВ∙А; количество трансформаторов 2шт, суммарная расчетная мощность без учета компенсации

р∑ = 1570+1586 = 3156.

Расчетный ток КЛ при магистральной схеме электроснабжения:

р = , (А)(6.5)р =  = 290 А.эк = , (мм2) (6.6)эк =  = 207 мм².

Кабельная линия РП-1 - ТП-1/1:

Iр =  = 235 Аэк =  =168 мм².

Кабельная линия РП-2  ТП-2/1:

=2500 кВ∙А,

kз.па = 1,38

Iр =  = 316Аэк =  = 225 мм².

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

Кабельная линия ГПП  РП-1:

Расчетная мощность секций согласно (табл.6.1А):

р = 6505 + 3350 = 9855 кВ∙Ар =  = 904 А.эк =  = 646 мм²

Кабельная линия ГПП  РП-4:

Расчетная мощность секции согласно (табл. 6.1Б)р =15632 кВ∙А;

р =  = 1410 А;эк =  = 1007 мм2.

Исходя из вышеизложенных расчетов выбираем:

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

Iр =  = 214 А.эк =  = 150 мм², т.е. Fэк = 150 мм².

б) для подстанции Sн.т =2500 кВ∙А:

р =  = 316,6 А;эк =  = 226 мм², т.е. Fэк = 240 мм².

в) для питания РУ-6кВ:

р = . (А)(6.9)

где n - количество кабелей в КЛ.

Iр =  = 303 А;эк =  = 216,6 мм², т.е. Fэк = 240 мм².

г) для РП-2, РП-3:

р =  = 202 Аэк =  = 145 мм², т.е. Fэк = 150 мм²

д) для РП-4:

р =  = 245 А, т.е. Fэк = 240 мм².

Результаты расчетов сводим в таблицу 6.2.

В системе внутризаводского электроснабжения применяем два вида сечения кабелей:

ААБн 2л Шп 6000 - 3х240

ААБн 2л Шп 6000 - 3х150

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

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

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

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

где, Iд.ф. - допустимая длительная фактическая токовая нагрузка, А;д.т. - допустимая длительная нагрузка, определяемая по справочнику для выбранного способа прокладки кабеля в зависимости от марки кабеля; А;- коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды;п - коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее;пер - коэффициент, систематической нагрузки, зависящий от длительности перегрузки и способа прокладки, а также от коэффициента предварительной нагрузки.

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

д.ф. = kпер. ∙ Iд.т. , А (6.11)

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

Iр  Iд.ф., (6.12)

Расчетный ток линии Iр определяем:

р = , (А) (6.13)

Кабельная линия КЛ 1.1, марка кабеля ААБн 2л Шп, количество кабелей n=3; сечение 3х240; мощность передаваемая с ГПП по КЛ 1.1 к нормальном режиме Sк.н. = 6506 кВ∙А в послеаварийном режиме Sк.п/а = 9856 кВ∙А; максимальный ток КЗ на шинках ЗРУ ГПП  = 28 кА; длина кабельной линии= 440км; r0 = 0,129 Ом/км; х0 = 0,071 Ом/км; С - термический коэффициент (функция) для кабеля марки ААБн 2л Шп ∙ 6000 3х240 С = 78 Ас2/мм²; tп - приведенное расчетное время КЗ для отходящих линий ГПП tп = 1,4с.

Расчетный ток линии в нормальном режиме:

р.нор. =  , (А)  (6.15)р.нор. =  = 199 А.

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

д.ф. = 1,2∙290 = 348 А.

Проверка по допустимой токовой нагрузке в нормальном режиме

Iр.нор.  Iд.ф. ; 199 А  348 А.

По данному требованию кабельная линия КЛ 1.1 соответствует требованиям:

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в послеаварийном режиме.

р.п/а =  = 302 Апре.п/а = 1,3; Iд.ф. = 377 Ар.п/а = 301 А  Iд.ф. = 377 А.

Проверяем выбранную кабельную линию на термическую стойкость:

 =  ; (кВ∙А) (6.16)

 =   6,3 ∙ 28 = 305 кВ∙А.гпп = = 0,13 Ом.л = Rл + jхL  (6.18)л =  =  = 0,02 Ом

Хл = 0,01 Омл = 0,023; Z∑ = 0,13 + 0,023 = 0,153 Ом.

Ток короткого замыкания на шинах РП-1

 =  , (кА) (6.19)

 =  = 23,8 кА.

Проверка выбранных сечений жил кабелей по термической стойкости:

к.з. =  = 120 мм²

Выбранные кабеля должны быть не ниже 120 мм².ст.ф  Fк.з., условия выполняются.

Расчеты для варианта 2.

Кабельная линия КЛ 1.1, марка кабеля ААБн 2л Шп 6000 - 4(3х150),к.нор. = 4936 кВ∙А; Sк.п/а = 8286 кВ∙А;  = 28 кА; L = 440м; r0 = 0,206 Ом/км;

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

р.нор. =  = 113 А;р.п/а =  = 189 А;

д.т = 225А; kз = 0,5; kпер.н. = 1,3; kпер.п/а = 1,4.д.ф.н. = 292 А; Iд.ф.п/а = 315 А.

 =  = 23,5 кАк.з. =  90 мм²

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

р.норм. = 113 А  Iд.ф.н. = 292р.п/а = 189 А  Iд.ф.п/а = 315 А.

Выбранные кабеля соответствуют требованиям в обоих режимах.

Кабельные линии второго варианта должны быть не ниже 90 мм².

сm  Fк.з. , 150 мм²  90 мм²;

условие выполняется.

Остальные расчеты аналогичны. Расчетные данные сводим в таблицу 6.3.

6.3 Технико-экономические показатели и сравнение двух вариантов схем

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

Капиталовложения на сооружения спроектированной сети:

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

Ккл=К0L тыс. руб., (6.21)

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

Ккру- капиталовложения в ячейки КРУ с выключателями

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

КГПП - капиталовложения на сооружения ГПП 110/6 кВ.

Кбк - стоимость конденсаторных батарей.

Ккл - капиталовложения на сооружения линии.

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

Таблица 6.4 а

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

Для второго варианта составляем аналогичную таблицу 6.4 б

Таблица 6.4 б

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

Расчет по РУ проводим на примере РП-1:

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

Ктсн = 2∙427=854 тыс. руб.;

Ктн =2∙216= 432 тыс. руб.;

Ккру=10∙584 = 5840 тыс. руб.;

Квв=2∙852 = 1704 тыс.руб.;

Ксв=1∙650 = 650 тыс.руб.;

Кст= 1∙184=184 тыс.руб.;

Кшот=1∙534=534 тыс.руб.;

Крп1=10198 тыс.руб.;

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

Кгпп=46768 тыс.руб.;

Кктп=Ктр+Крунн, (тыс.руб.) (6.23)

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

Кбк=10∙456=4560 тыс.руб.;

Квн=2∙238=476 тыс.руб.

Эксплуатационные издержки:

αрп = 0,028; αкл = 0,063; αгпп = 0,094; αктп = 0,104; αбк = 0,026;

αвн = 0,028.

Иi = αi ∙ Ki , (тыс.руб./год) (6.24)

Кабельные линии:

вариант 1

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

вариант 2

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

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

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

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

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

Ивн = 0,028∙476 = 13,4 тыс.руб./год;

Суммарные издержки от капиталовложений:

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

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

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

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

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

Годовые потери в сети без учета источников выработки энергии:

∆Р∑ = ∆Рц + ∆Рку + ∆Рт , (кВт) (6.28)

где ∆Рц - потери согласно (3.15);

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

∆Рт - потери на трансформаторах ГПП.

∆Р∑ = 740+438+1000= 2178 кВт.

∆Р% = ∙ 100 (6.29)

Потерь холостого хода

∆Рх = nт1∙∆Рхтр1+ nт2 ∙∆Рхтр2 + nт3 ∙∆Рхтр3, (кВт)  (6.30)

где, ni - количество однотипных трансформаторов.

∆Рхтр1; ∆Рхтр2 ; ∆Рхтр3 - потери ХХ трансформаторов 1600кВ∙А; 2500кВ∙А и 25000кВ∙А.

∆Рх = 16∙2,75 + 4∙3,85 + 2∙25 = 109,4 кВт.

Нагрузочные потери:

∆Рнг∑ = 2178-109,4 = 2068,6 кВт

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

∆W∑ = ∆Рнг ∙ τ + ∆Рх ∙ Тгод (кВт ∙ч./год) (6.31)

∆W∑ = 2068,6 ∙ 3200 + 109,4 ∙ 8760 = 1587476 кВт∙ч./год

∆W% = 100; (6.32)

∆W% =  ∙ 100 = 1,28%.

З’эi = 1,5 руб/кВт∙ч.

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

Суммарные издержки спроектированной сети:

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

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

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

Удельная стоимость электроэнергии без учета собственных источников электроэнергии:

С1 =  ∙100% = 9,63 руб./кВт∙ч;

С2 =  ∙100% = 9,59 руб./кВт∙ч.

Разница между удельной стоимостями электроэнергии:

∆С=  ∙ 100% = 0,4%.

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

Приведенные затраты:

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

где Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений,

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

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

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

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

∆З =  ∙ 100% = 0,3%.

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

Суммарные капитальные вложения на реализацию проекта выбранного варианта:

Кз = 0,1К∑ + К∑, тыс.руб. (6.36)

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

,1К∑ - капиталовложения на СМР выбранного варианта.

К∑ = 164 864 тыс.руб.

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

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

н.т = 1600 кВ∙А и Sн.т = 2500 кВ∙А.

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

7. Выбор оборудования аппаратов системы электроснабжения предприятия

Оборудования и аппараты первичных цепей должны удовлетворять следующим требованиям:

·      соответствию окружающей среды и роду установки;

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

·        допустимому нагреву токами длительных режимов;

·        стойкости в режиме короткого замыкания;

·        технико-экономической целесообразности;

·        достаточной механической прочности;

·        допустимым потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

7.1 Выбор ограничителей перенапряжения

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

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

.2 Выбор и проверка выключателей напряжением 110 кВ

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

·        по номинальному напряжению

Uн.в ≥ Uн.у. (7.1)

·        по току продолжительного режима

н.в ≥ Iп/а (7.2)

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

·        по отключающей способности

н.откл ≥ Inτ (7.3)

где, Inτ - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент τ расхождения контактов выключателя;

·        по термической стойкости

терм.вtтерм ≥ Вк(7.4)

где, Вк - расчетный тепловой импульс тока КЗ;терм.в - предельный ток термической стойкости, равный предельному току отключения выключателя;

терм =3с, при Uн.в ≥ 110кВ.

·        по электродинамической стойкости

дин ≥ iуд.(7.5)

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

Расчетный тепловой импульс тока КЗ:

Вк = I2к (tк + Та), (кА2∙с) (7.6)

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

к = tзащ + tс.в;

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

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

Вк = 16,32 (0,7+0,2) = 240 кА2∙с.

Таблица 7.1 Выбор выключателей на стороне ВН ГПП

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

.3 Выбор и проверка разъединителей

Выбор разъединителей производится по следующим параметрам:

·        по номинальному напряжению

Uн.р ≥ Uн.у. (7.7)

·        по току продолжительного режима

н.р ≥ Iп/а (7.8)

·        по термической стойкости

(Iтерм.р )2∙ tтерм ≥ Вк(7.9)терм = 4 с при Uн.в ≤ 35кВ;терм = 3 с при Uн.в ≥ 110кВ;

·        по электродинамической стойкости iдин ≥ iуд  (7.10)

Таблица 7.2 Выбор разъединителей

Условия выбораРасчетные данныеРНДЗ-2-110/1000-У1
Uном ³ Uном.сети	Uном.сети=110 кВ	Uном =110 кВ
Iн.в ≥ Iп/а	Iп/а = 184 А	Iном =1000 А
I2терм.в ∙ tтерм ≥ Вк	Вк = 240кА2∙с	I2терм.в ∙ tтерм = 4800кА2∙с
iдин ≥ iуд.	iуд. = 40кА	iдин = 100кА

7.4 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока проводим исходя из следующих условий:

·        напряжению электроустановки

Ин.та ≥ Ис.н.;

·        конструкции и классу точности;

·        току

Iн.та ≥ Iн.п/а;

·        электродинамической стойкости

iдин = kд ∙ Iтер.н ≥ iуд;

·        термической стойкости

терм.вtтерм ≥ Вк, Iтерм = kт∙Нн.т;

·        вторичной нагрузке

ном. ≥ Z2 расч.

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

д ≥ ,  (7.11)

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

дин ≥ 1,8 ∙ ∙ Iтер.н  (7.12)

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

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

Тогда согласно ((7.12):

дин ≥ 1,8∙∙25 = 65кА.

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

Условия выбораРасчетные данныеТВТ-110-II 300/5
Uном ³ Uном.сети	Uном.сети=110 кВ	Uном =110 кВ
Iн.в ≥ Iп/а	Iп/а = 184 А	Iном =300 А
I2терм.в ∙ tтерм ≥ Вк	Вк = 240кА2∙с	I2терм.в ∙ tтерм = 1875кА2∙с
iуд.≤ ∙ kд∙ Iтерiуд. = 40кА∙ kд∙ Iтер =65кА

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

Условия выбораРасчетные данныеТВТ-110-II 300/5
Uном ³ Uном.сети	Uном.сети=110 кВ	Uном =110 кВ
Iн.в ≥ Iп/а	Iп/а = 184 А	Iном =300 А
I2терм.в ∙ tтерм ≥ Вк	Вк = 240кА2∙с	I2терм.в ∙ tтерм = 1875кА2∙с
iуд.≤ ∙ kд∙ Iтерiуд. = 40кА∙ kд∙ Iтер =65кА

Выбор трансформаторов тока для выключателей на стороне 6кВ.

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

Ячейка MCset "Evolis" HD II, Iн = 2500А:н=3000А; kт = 3000/5; номинальная вторичная мощность Sиз = 30В∙А, кл.0,5; Sзащ=30 В∙А, кл.10Р; Iтер =30кА; iдин =80.

Ячейка MCset "Evolis" HD II, Iн = 1250А:н=1500А; kт =1500/5; Sиз = 30В∙А, кл.0,5; Sзащ=30В∙А, кл.10Р; Iтер=25кА; iдин=65кА.

Ячейка MCset "Evolis" HD II, Iн = 630А:н=600А; kт =600/5; Sиз= 20В∙А; кл.0,5; Sзащ=20В∙А; кл.10Р; Iтер=25кА; iдин=65кА.

7.5 Выбор трансформаторов напряжения

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

Условия выбора:

·      Ин.тн = Ин.с;

·        Sн.тн ≥ ∑Sн.наг.;

·        Наличие класса точности 0,5 для цепей учета;

·        Падение напряжения 0,5% Ин.нн.

На стороне высшего напряжения выбираем трансформаторы

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

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

·        Номинальное напряжение U1н=6000/ В;

·        U2н =100/ В; 100В.

.6 Выбор шин и изоляторов

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

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

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

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

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

F(3)max = 2,04  ∙ 10-7;  (7.13)

где d-расстояние между осями проводников, м;длина пролета шин, м;уд - ударное значение тока короткого замыкания.

Условия выбора:

′доп ≥ Fразр  (7.14)′′доп ≥ F(3)max  (7.15)дин ≥ Iпτ (7.16)

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

.7 Выбор заземлителей

Условия выбора и проверки [13]:

н. ≥ Uн.сети;дин ≥ iуд;терм.в ∙ tтерм ≥ Вк.

Таблица 7.4 Результаты выбора заземлителей

Условия выбораРасчетные данныеТВТ-110-II 300/5
Uном ³ Uном.сети	Uном.сети=110 кВ	Uном =110 кВ
I2терм.в ∙ tтерм ≥ Вк	Вк = 240кА2∙с	I2терм.в ∙ tтерм = 1875кА2∙с
iдин ≥ iуд.	iуд. = 40кА	iдин =60кА

.8 Выбор выключателей на стороне 6,3 кВ

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

Iн.в =  = 1606 А.

Выключатель "Evolis" HD- 7,2-50/2500:н = 7,2кВ;н = 50кА;дин = 128кА;дин = 50кА;св = 0,070 сек.

Все выбранное оборудование сводим в таблицу 7.5

Таблица 7.5 Технические характеристики выбранных аппаратов и оборудования

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

8. Определение расчетных электрических нагрузок

.1 Выбор схемы электроснабжения цеха

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

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

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

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

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

Схема электроснабжения показана на рис. 8.1 и 8.2.

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

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

.2 Расчет электрических нагрузок

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

Рр = kс ∙ Руст, (кВт)(8.1)

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

р = Ру ∙ tgφ, (кВ∙Ар)(8.2)

где tgφ - соответствует cosφ данного электроприемника.

Полная мощность

Sр =, (кВ∙А)(8.3)

Ведомость электроприемников НОВ приведен в таблице 8.1.

Таблица 8.1 Ведомость электроприемников НОВ

№ по плану	Наименование электроприемников	Установ. мощность единичного электроприемника Ру, кВт	Технологич. позиция	Uн, кВ	ПВ, %
1	2	3	4	5	6
15Насос оборотного водоснабжения турбоагрегатов225НОТ0,38-
6-7	Насос оборотного водоснабжения компрессоров	110	НОК	0,38	-
8-9	Насос оборотного водоснабжения технологических цехов	250	НОВ	6кВ	-
10	Сварочный агрегат	24	ВД-1	0,38	40
11-12	Дренажный насос	11	ДН	0,38	-
13-14	Насос дозатор	1	НД	0,38	-
15-16	Вентилятор ПВ	5,5	П1-2	0,38	-
17	Вентилятор ВВ	7,5	В1	0,38	-
18	Кран-балка	11	ТК-74	0,38	60
19	Кран-консольный	10		0,38	60

20              Шкаф РТЗО (КИПиА) в том числе: электропривод задвижек аппараты КИПиА, АСУТП           34,8 14х2,2 4                РТЗО МЗ 1140,38

,38

0,38-

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

Рр = 0,75 ∙225 = 168,75кВт.

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

Рр = 4∙168,75 = 675 кВт

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

Рр.нц5 = kс ∙ Ру , (кВт) (8.4)

Рр.нц5 = 0,15∙225 = 33,75 кВт.

Коэффициент мощности электропривода ЦН:

cos φ = 0,8; tgφ = 0,75.

Q′р = 168,75∙0,75=125 кВ∙Ар;р = 4∙125=500 кВ∙Ар;р.цн5 =25 кВ∙Ар.

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

8.3 Выбор кабелей питающих электроприемники

Выбор кабеля производим на примере насоса НОТ1:р=210 кВ∙А;

Выбираем стандартное сечение жил кабелейст = 120 мм2; Iд.т = 200А.

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

Для остальных электроприемников расчет аналогичен.

.4 Выбор пуско-защитной аппаратуры

Выбор пуско-защитной аппаратуры производим по номинальным данным электродвигателя.н = 280 кВ∙А;

н.д =  , (А) (8.7)

н.д =425 А.

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

Номинальный ток расцепителя по отсечке:

н.т.о =10∙ Iр (8.8)н.т.о = 10∙320 = 3200 А.

Номинальный ток расцепителя по тепловой защите:

Iн.тр = 1,4 ∙Iр(8.9)н.тр = 1,4∙320 = 448 А.

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

Кратность пускового тока Iп = 2∙ Iн;

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

Встраиваемые блоки в цепи защиты

БМ-К5150-4674S УХЛ4

в блок управления

БМ-К5150-4674SME УХЛ4

Расчет для остальных насосов аналогичен.

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

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

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

Защиту трансформаторов и электродвигателей 6кВ рассмотрим в разделе РЗиА.

Рисунок 8.2б Схема электроснабжения насосов НОТ1  НОТ5

9. Релейная защита и автоматика

.1 Общие вопросы релейной защиты

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 9.1 Архитектура модулей Sepam 1000

Обозначение на рисунке 9.1:

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

.2 Параметры релейной защиты

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

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

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

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

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

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

.3 Выбор источника оперативного тока

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

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

Структурная схема ШОТ показана на рисунке 9.2.

Рисунок 9.2

Параметры ШОТ приведены в таблице 9.1

Таблица 9.1 Технические характеристики источника оперативного тока

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

.4 Защита цеховых трансформаторов

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

Основными видами повреждений в цеховых трансформаторах являются следующие:

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

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

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

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

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

Ненормальными режимами являются следующие:

·        внешние КЗ, при которых через обмотки трансформатора могут

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

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

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

Рисунок 9.3 Однолинейная схема цехового трансформатора ТМЗ 1600/6.

9.5 Расчет релейной защиты цехового трансформатора

Схема защиты трансформатора показана на рисунке 9.4

Рисунок 9.4 Схема защиты трансформатора

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

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

Расчетный ток с учетом возможного перегруза трансформатора:н.р = 162 А; I2н.р = 2546 А.

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

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

Iс.з = , (А)(9.2)

Чувствительность защиты

ч = , (9.3)

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

Вид защиты - микропроцессорная на Sepam 1000+Т40.сх - коэффициент схемы или коэффициент отстройки.

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

Значения заданных величин:

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

·        kз = 0,96

·        kв = 0,96 (для Sepam 1000+Т40)

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

·        kн = 1,1

Расчетные параметры:

 = ∙ 100, (А)(9.4)

 =  ∙ 100 = 2254 А.

=  = 68,18 А.

с.р = 68А.

=  = 2472,72 А;

с.з = 2473 А.

ч =  = 6.

Максимальная токовая защита.

Расчетный ток срабатывания

с.р =  , (А)(9.5)

 = 7,975 Ас.р =8

 =  = 290,9

с.з = 290 А.

Выдержка времени защиты:= 0,3 сек.

kч = = 6,7.

Защита от однофазных замыканий на землю.

Емкостной ток линии:

с = jс ∙ L , (А)(9.6)

с = 0,612 А;

с.з = kн ∙ kбр ∙ Iс;

 =1,1 А;с.з = 5А.

Параметры защиты сводим в таблицу 9.2.

Таблица 9.2 Параметры релейной защиты

Условное обозначение защиты	Наименование	Вводимые параметры
		ток, А	время, сек
Токовая отсечка24730
Дуговая защита-0,1
МТЗ с выдержкой времени2900,3
Защита от замыкания на землю (сиг.)50

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

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

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

Iмтз ≥ 1,8 Is = I1н.р = 162 А;

Iмтз ≥ 1,45 In = I1н та = 200 А.

Защита от замыканий на землю:

то ≥ In0 = 1,1

то = 5 А.

Ввод параметров Sepam показан на рисунке 9.5.

Рисунок 9.5 Интерфейс "Человек-машина". Параметрирование Sepam

 

10. Безопасность жизнедеятельности

10.1 Характеристика проектируемого объекта. Производственная санитария

Проектируемый объект - насосная оборотного водоснабжения.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Аварийная вентиляция в помещении насосной оборотной воды не предусматриваем.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 10.2 Допустимые уровни общей вибрации

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

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

Таблица 10.3 Допустимый уровень локальной вибрации

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

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

Таблица 10.4 Допустимое время воздействия вибрации

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

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

Таблица 10.5 Допустимые характеристики вибрации в производственных помещениях насосной оборотного водоснабжения

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

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

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

Для освещения производственных помещений на основании разряда зрительной работы и характеристики освещения определяем нормы искусственного освещения согласно СНиП 23.05-95 (2003) и СанПиН 2.2.1/2.1.1 1278-03 или СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03.

Пример расчета освещенности и выбора типа ламп и светильников производим для помещения операторной, где установлены панели приборов КИПиА, АСУТП и помещение оборудовано ПК оператора (машиниста).

Согласно гигиеническим нормам уровень освещенности рабочих поверхностей Еmin ≥ 200лк; уровень пульсации светового потока kЕ ≤ 5%.

Размер помещения 6х2,5м2, т.е. длина помещения А=6м; ширина помещения В=2,5м; высота подвески светильников над рабочей поверхностью Нр =2,2м; высота потолка Н=3,2м; коэффициент запаса по освещению kз =1,2 [24].

Определяем индекс (показатель) помещения:

𝛽= , [24] (10.1)

где, S - площадь помещения, м².

𝛽 =   0,8.

Выбираем ЛВПО 01-6х14, с лампами TL-D 14W/3800К.= , (лм)  (10.2)

Где, z =0,85 (техническая характеристика светильника), F=7200лм - техническая характеристика светильника, 𝜂 - коэффициент использования светового потока для выбранного типа ламп 𝜂 =0,6 0,87, для расчетов выбираем 𝜂 = 0,6, N -количество светильников,  - площадь помещения.

=   1шт

Определяем реальную освещенность операторной

=  . (лк)  (10.4)

Е = = 280 лк.

Выбираем светильник ЛВПО 01-6х14-001, с лампами TL-D, Рл=14 Вт,

Рн=84Вт с электронным пускорегулирующим аппаратом (ЭПРА), с коэффициентом пульсации kЕ = 1%.

Расчет сетей освещения и расположения светильников рассмотрены в главе 11.

Источником воздействия продуктами производства технического углерода являются технологические цеха по производству технического углерода при аварийных остановках производств, когда во избежание более тяжких последствий (например взрыв) производится выброс продуктов производства технического углерода таких как оксид углерода и пыль технического углерода.

В качестве основных средств защиты от источника воздействия продуктов производства технического углерода, т.е. от пыли технического углерода насосной оборотной воды применяем фильтры установленные в воздухозаборные устройства приточной системы вентиляции.

Источниками опасного производственного фактора такого как обслуживание оборудования на разных уровнях являются лестницы и мостики.

Все проектируемые показатели сводим в таблицу 10.6.

Таблица 10.6 Проектируемые показатели состояния условия труда на рабочих местах

№ пп	Код фактора	Наименование производственного фактора, единица измерения	ПДК, ПДУ, допустимый уровень	Продолжительность воздействия, мин
1	2	3	4	5
1	2.00	Химические факторы
		Оксид углерода, мг/м3	20,0	420
2	4.00	Физические факторы
	4.01	Концентрация пыли, мг/м3, (техуглерода)	4,0	420
	4.50	Шум. Эквивалентный уровень звука, дБА	80	720
	4.52	Вибрация, общая, дБ (эквивалентный корректированный уровень виброускорения)	100	420
3	Микроклимат-холодный период

  4.62        Температура воздуха, 0С               17

13,7660

60
	4.63	Скорость движения воздуха, м/с	≤ 0,3	660
	4.64	Влажность воздуха, %	15  75660
4	Микроклимат - теплый период
	4.62	Температура воздуха, 0С	18  27720
	4.63	Скорость движения воздуха, м/с	≤ 0,4	720
	4.64	Влажность воздуха, %	15  75720
5	Параметры световой среды
	4.67	Естественное освещение рабочей поверхности, КЕО, %	≥0,5	720
	4.68	Освещенность рабочей поверхности, Е, лк	20-200	720
	4.69	Прямая блесткость	отсутсв.	720
	4.71	Коэффициент пульсации освещенности, kЕ, %	515720

При составлении итоговой таблицы исходили, что работы производимые на постоянных и непостоянных рабочих местах относятся категории работ IIа, т.е. средней тяжести. Проектируемые показатели микроклимата соответствует межгосударственному стандарту ГОСТ 12.1.005-88 (1999).

.2 Мероприятия по обеспечению безопасности оборудования. Электробезопасность

На проектируемом объекте в целях обеспечения безопасных условий для обслуживающего и эксплуатационного персонала применяем современное оборудование, т.е. центробежные насосы, вентиляторы и насосы дозаторы укомплектованные только подшипниками скольжения, размещение оборудования в отдельных помещениях, т.е. насосы в машинном зале, вентиляторы в венткамере, насосы дозаторы в дозаторной, пуско-защитная аппаратура электрических приводов в специальном помещении и устанавливаем в закрытых шкафах степенью защиты IP44, с резиновыми уплотнителями дверей шкафов, корпуса шкафов заземляем, корпуса шкафов из оцинкованной стали имеющие покрытие Zinkpox STAGO.

Заземленные корпуса шкафов, электродвигателей являются одновременно механической защитой, а также обеспечивают защиту персонала от воздействия электрического тока, электромагнитных волн, от напряженности электрического поля. Применение пятижильных кабелей для питания электродвигателей, т.е. одновременное зануление и заземление дает возможность поглащения ЭМП создаваемого КЛ. Наличие 5жилы в силовых кабелях, а также прокладка кабелей по кабельным конструкциям STAGO имеющим специальные покрытие Zinkpox предопределяет то, что распространение электромагнитных волн происходит в ограниченном пространстве между токоведущими элементами и пятой жилой кабеля и кабеленесущими конструкциями.

Кабельные линии 6кВ, питающих трансформаторы и электродвигатели прокладываем с наружной стороны здания насосной, ввод в здание осуществляем специальными кабельными конструкциями STAGO металлопластиковой основе. Кабельные линии 0,4кВ прокладываем по кабельным конструкциям STAGO с установкой защиты от механических повреждений, при этом осуществляя защиту персонала расстоянием согласно требований действующих правил.

Все электроустановки, а также конструкции применяемых шкафов, кабельные конструкции в проектируемом объекте соответствуют требованиям ГОСТ 12.1.000-99, и обеспечивают защиту персонала от соприкосновения с токоведущими частями. Согласно требований ГОСТ 12.1.019-01 и ГОСТ 12.1.030-01 для обеспечения электробезопасности применяем следующие технические способы и средства: защитное заземление, зануление, автоматическую защиту от КЗ, применение изолированных шин в распределительных шкафах.

Для защиты персонала от воздействия электрического тока и от электромагнитных волн промышленной частоты производим заземление корпусов всех электроустановок. Цель заземления - снижение до безопасной величины напряжения прикосновения и шагового напряжения, а также замыкания электромагнитных волн на заземленные части оборудования.

Защитное заземление - преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением. Назначение защитного заземления - устранение опасности поражения током в случае прикосновения к корпусу электроустановки и другим нетоковедущим металлическим частям, оказавшимся под напряжением вследствие замыкания на корпус и по другим причинам.

С целью снижения расходов, идущих на заземляющие устройства предварительно используем естественные заземлители.

В качестве естественных заземлителей используем: проложенные в земле стальные трубы системы оборотного водоснабжения с глубиной прокладки 3,5 м в земле, Rе1; металлические конструкции двух градирен с углублением в землю металлических конструкций глубиной 5 м, Rе2; железобетонные конструкции самого здания насосной оборотного водоснабжения с углублением железобетонных конструкций глубиной 5 м, Rе3.

Характер грунта вокруг насосной оборотной воды представляет насыпной утрамбованный грунт, состоящий в основном из красной глины.

Табличное значение удельного сопротивления грунта:

ρт = 8 Ом∙м [23]

Расчетное значение удельного сопротивления грунта:

ρр = ρт ∙ψ1 , (Ом∙м)  (10.5)

где, ψ1 - коэффициент повышения сопротивления согласно [23] ψ1 =1,36.

ρр = 8∙2,40 = 2,72 Ом∙м или ρр = 19,2∙102 Ом∙см.

Для примера берем расчет Rе3, т.е. железобетонные конструкции здания насосной оборотной воды, количество заземлителей 22 шт, а естественные заземлители Rе1 и Rе2 предварительно отнесем к категории заземлителей увеличивающих запас надежности ЗУ.

Для расчета используем упрощенную формулу определения R0, для железобетонных конструкций, состоящих из прутков арматурной стали диаметром 12мм.

R0 = 0,00227 ρр , (Ом) [23] (10.6)= 0,00227∙1,36∙8∙102 = 2,5 Ом.

Определяем сопротивление заземляющего устройства

Rзез =  , Ом   (10.7)зез =  = 0,12 Ом.

Согласно [4] сопротивления заземляющего устройства электроустановок до 1кВ должно быть не больше 4 Ом, тогда сооружение искусственного заземляющего устройства не требуется.

Внешний контур заземления и для ТП-9 и насосной оборотной воды принимаем единым. Внутренние контуры заземлений для ТП-9, электрощитов 0,4кВ и насосной выполняем полосой 40х4 мм² на уровне закладных железобетонных конструкций, т.е. 0,000+0,35 метра для контуров отметки 0,000 и - 4,200+0,4 для контура отметки - 4,200.

К внутреннему контуру заземления присоединяем: нейтраль трансформаторов ТМЗ 1600/6 на стороне НН - стальной полосой 4х40мм2; корпус трансформатора - медным проводником сечением 50 мм²; металлические нетоковедущие части РУНН ТП - гибкими медными проводниками сечением 50 мм²; металлические нетоковедущие части щитового оборудования электрощитовой, потребителей КИПиА - гибкими медными проводниками сечением 16 мм²; электродвигатели напряжением 0,4 кВ пятой и четвертыми жилами кабелей; электродвигатели напряжением 6 кВ, от станины насосов и от брони кабеля - гибкими медными проводниками сечением 25 мм²; все металлические конструкции, трубопроводы, насосы, станины полосой 4х40 мм² при помощи электросварки.

Схема размещения защитного заземления показано в графической части проекта лист 8.

Для защиты здания, оборудования и персонала от воздействия атмосферно-климатического воздействия (молний) производим расчет молниезащиты.

Для защиты здания насосной от поражения грозового разряда используем прожекторные мачты расположенные в координатах Г8+4,5 м и А1+4,5 м высотой hмачты = 24,5 м, высота здания с учетом кровли hз =4,5 м.

По четырем углам площадки обслуживание прожекторной мачты устанавливаем стальные молниеотводы диаметром 25мм высотой 5,5м, тогда h =30 м.

Определяем радиус защиты:

γх1 =1,6 ∙h ∙(h - h3) / (h+h3) , (м);  (10.8)

γх1 = 1,6∙30 (30-4,5) / (30+4,5) = 35,5м.

γх2 = γх1

Расстояние между прожекторными мачтами Lм = 48 м.

зн1 = Rзн2 =0,00227∙1,36∙8∙102 = 2,5 Ом.

Допуская Iм = 150 кА, а h3 = 4,5 м, Rз =2,5 Ом определяем Umax:

Umax =  ; (кВ) (10.9)= 75  = 575 кВ.в = Umax/Ев м   (10.10)в = 575/500 = 1,15 м.

Расстояние между зданием и молниепроводом по воздуху должен быть не менее 1,15 м.= 1,25 м.

γх >Sв+ 0,5 А (10.11)

γх1 > 1,15 + 21 = 22,15;

где, А длина здания.

Использование существующих прожекторных мачт обеспечивает молниезащиту здания насосной оборотной воды без дополнительных затрат.

Насосная оборотного водоснабжения по устройству молниезащиты относится к 3-й категории и защищается от прямых ударов молнии и заноса высоких потенциалов прожекторными мачтами №1 и №2, при этом молниеприемная сетка на кровле не устанавливается.

Схема молниезащиты показана в графической части лист 8.

Для защиты оборудования от КЗ и защиты персонала от воздействия напряжения прикосновения применяем автоматические выключатели. Примеры расчета и выбора приведены в разделе 8.4.

Классификация производственных помещений по электробезопасности проектируемого объекта относятся к помещениям с повышенной опасностью по степени опасности поражения электрическим током, так как характеризуется наличием большого числа заземленного оборудования, трубопроводов и наличием токопроводящих полов, а машинный зал насосной относится к особоопасным помещениям так как в нем уже сочетается и наличие токопроводящего пола, и есть возможность одновременного прикосновения к токоведущим частям (например при производстве ремонтных работ, применяется переносной электроинструмент, электросварочное оборудование) и есть возможность повышения влажности 75% и более.

По классификации напряжений проектируемый объект располагает электроустановками напряжением до 1000 В и выше 1000 В.

Электрифицированный инструмент и переносные светильники в помещениях с повышенной опасностью должны быть рассчитаны на 42 В, а в помещениях особоопасных на 12 В.

.3 Пожарная безопасность

Источниками зажигания и пожара в насосной оборотного водоснабжения могут быть только КЗ в электроустановках.

По условиям опасности в отношении взрыва и пожара в соответствии с противопожарными номами строительного проектирования промышленных предприятий насосная оборотного водоснабжения относится к категории Д, т.е. не опасным по взрыву и пожару.

По классификации помещений по пожароопасности к классу П-IIа.

Обеспечение пожарной безопасности проектируемого объекта не требует разработки особых инженерно-технических решений, а сводится к правильному выбору электрооборудования, КЛ и пуско-защитной аппаратуры.

Стационарно установленные электрические аппараты и приборы в помещениях класса П-IIа применим закрытого исполнения со степенью защиты IP44, кнопки управления в местном режиме, светильники, а особенно узел ЭПРА со степенью защиты IP55, все кабельные линии с изоляцией не распространяющие горение, на пример АВВГ 5х120нг-1, согласно требований пожарной безопасности обеспечиваем насосную оборотной водоснабжения семью огнетушителями ОУ-5, и одним огнетушителем ОУ-3 (операторная).

.4 Охрана окружающей среды

Проектируемый объект не организовывает отходов, не является источником вредных выбросов в атмосферу, применяемые реагенты не являются токсичными, а всего направлены для уменьшения кислотного числа и регулирования параметра РН воды.

Исходя из вышеизложенного для насосной оборотного водоснабжения не требуется разработка специальных инженерно-технических мероприятий по охране окружающей среды.

.5 Мероприятия по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций

Проектируемый объект, насосная оборотного водоснабжения, не является источником возникновения крупных аварий, катастроф, стихийных бедствий, взрывов и пожаров, но находится в составе нефтехимического предприятия производящего технический углерод. Обслуживается одним оператором - машинистом насосной, но в помещения могут находится лица из числа оперативного персонала службы главного энергетика в количестве 2 человек и лицо из числа оперативного персонала службы КИПиА, АСУТП, поэтому при угрозе возникновения чрезвычайных ситуаций в общем по заводу насосная оборотного водоснабжения обеспечиваем средствами оповещения общезаводского назначения, такими как постоянно действующая радиосвязь, телефоном прямой диспетчерской связи. Насосная оборотного водоснабжения имеет два электропомещения, помещение подстанций ТП-9 и помещение электроаппаратной, которые обеспечиваем испытанными средствами защиты от воздействия электрического тока, согласно требований "Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей" и "Межотраслевые правила охраны труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок потребителей".

Применение современных технологий при внутренней отделки помещений (акустическая штукатурка), применение вибропоглатителей (вибропоглащающая мастика и пластика), применение современных светильников (исключение шума от ПРА и уменьшение пульсации до 1%), применение 3х и 5ти жильных кабелей направлены для обеспечения безопасности объекта и создания безопасных и комфортных условий для обслуживающего эксплуатационного и ремонтного персонала.

Применение кабельных конструкций, шкафов изготовления из горячеоцинкованной стали с покрытием Zinkрox которые имеют сертификацию ГОСТ Р и испытаны на огнестойкость, сейсмостойкость, а также на стойкость к токам короткого замыкания до 140кА и соответствуют ГОСТ Р 9.015-2004 "Единая система защиты от коррозии и старения. Общие технические требования", обеспечивают безопасность оборудования и персонала, а также обеспечивают пожарную безопасность проектируемого объекта.

В целях защиты персонала от соприкосновения с вращающимися частями в проектируемом объекте применяем насосы с конструктивным исполнением электрической машины (АД) 1М2, т.е. фланцевое соединение электродвигатель-насос согласно ГОСТ 2479-79 (2000), а также защиты персонала и электрической машины согласно ГОСТ 14254-80 (1998) со степенью защиты оболочки IP44; IP55, а кнопок управления только IP55, которые защищают аппараты и машины от проникновения водяных струй и капель вовнутрь.

Применение кабелей, подвесок и кабель каналов ПВХ не распространяющих горение увеличивают противопожарное состояние проектируемого объекта.

11. Расчет электроосвещения насосной оборотного водоснабжения

.1 Выбор системы освещения и освещенности насосной оборотного водоснабжения

Основными электроприемниками насосной оборотного водоснабжения являются насосы, расположенные в машинном зале насосной.

Для машинного зала норма освещенности:

·        при эксплуатации не менее 75лк;

·        при производстве ремонтных работ не менее 150лк;

·        аварийное освещение 5% от рабочего, но не менее 3лк;

·        эвакуационное освещение над всеми входными дверями с указанием "Выход".

Рабочее освещение проектируем 2х уровневую, т.е. 2 ряда под потолком с высотой подвески H′ - hс = 4м, H′ =4,2, hс = 0,2м и один ряд вдоль стены по оси Б+1м в промежутке (Б+1)4(Б+1)8. Высоту рабочей поверхности принимаем равной hр =1,2м, тогда:

р = H-(hс + hр), м (11.1)

Hр = 8,4-(0,2+1,2) = 7м.

Расстояние α; от стены до первой линии освещения принимаем равной:

Α= 2м.

Коэффициент запаса по освещению заложим kз = 1,2 [24];

Еmin = 75лк; 𝜂=0,6.

Индекс (показатель) помещения:

𝛽= , [24] (11.2)

где, S - площадь помещения, м2; А - длина помещения , м, В - ширина помещения, м, Hр - высота подвески светильников от рабочей поверхности, м.

𝛽 =   1,0.

Коэффициент использования светового потока, 𝜂; для выбранного светильника ЛСПО 02-2х58-002, с лампами TL-D 58W/6500К:

𝜂 =0,6 0,87, принимаем 𝜂 = 0,6.

Согласно [24] определяем предварительное количество светильников:

=   4шт

где, Z = 0,85 (техническая характеристика светильника); F = 8440 лм (техническая характеристика светильника).

На отметке - 0.200 располагаем 3 светильника ЛСПО 02-2х58-002.

Определяем реальную освещенность

=  . (лк)  (11.5)

Е =160 лк.

Определяем мощность освещения машинного зала насосной оборотного водоснабжения:

Р=7х2х56=784 Вт,

в том числе эксплуатационное освещение:

.р = 4х2х56 = 448 Вт.

Аварийное освещение:

РАО=0,05∙448 =22,4 Вт.

Выбираем лампы Рл = 10Вт в количестве 6шт, по 3шт на каждый уровень.

Лампа светодиодная - MLb -230V A72 E27, 10W (PHILIPS)

Эвакуационное освещение: MLb -230V A72 E27, 10W (PHILIPS)

Выбираем лампы Рл = 10Вт в количестве 3шт над всеми выходами с машинного зала.

Лампа MLb -230V A72 (PHILIPS); Master LEDbulb 10W, цоколь Е27; световая температура 2700К; диаметр колбы 72мм; длина 120мм; напряжение сети 220-230В; частота сети 50-60Гц; индекс цветопередачи 80.

Обозначение света:

·        теплый белый - аварийное освещение;

·        зелено-белый - эвакуационное освещение;

Лампы MLb -230V A72 (PHILIPS) предназначены для круглосуточного применения. Световой поток лампы 700лм, в зеркально призматических светильниках подвесного исполнения Fс = 650лм, в настенных светильниках Fс =620лм.

Суммарная мощность освещения:

Р∑ =812+10х6+10х3 = 874 Вт.

Для освещения насосной применены энергосберегающие технологии, новые светильники с применением ЭПРА. В помещениях электрощитовой, дозаторной применены светильники рабочее и аварийное освещение в одном светильнике.

Светильник ЛСПО 02-2х58-002:

·        потребляемая мощность, Вт - 116Вт;

·        коэффициент мощности, cosφ -0,98;

·        коэффициент пульсации, kЕ - 1%.

Светильник ЛСПО 02-2х58-002 соответствует ГОСТ р60598-1-2003 и ТУ 3461-003-59647694-2008.

Применяемые светильники:

СЗПр-п(н) -125ц - IP 54;

ЛСПО 02-2х58-002; ЭПРА - IP 54.

Розеточный узел лампы IP 65;

оптический блок IP 20.

Расчет для остальных помещений насосной аналогичен. Результаты сводим в таблицу 11.1.