Методичка: Электроснабжение агломерационной фабрики металлургического комбината

Гипероглавление:
1. Введение
2. Характеристика потребителя
3. Технология агломерационного процесса
4. Проектирование системы электроснабжения предприятия4.1 Определение расчётных нагрузок цехов и предприятия
4.1.1 Метод коэффициента спроса
4.1.2 Статический метод
4.1.3 Метод упорядоченных диаграмм
4.2 Компенсация реактивной мощности
4.3 Определение центра электрических нагрузок
5. Выбор системы питания предприятия
5.1 Выбор трансформаторов ГПП
5.2 Выбор ЛЭП от энергосистемы до ГПП
5.3 Технико-экономический расчет
5.4 Выбор схемы питания
6. Разработка системы распределения электроэнергии
6.1 Выбор рационального напряжения распределения электроэнергии на напряжении свыше 1000 В
6.2 Выбор числа, мощности трансформаторов цеховых ТП
6.3 Выбор марки и сечения КЛЭП
6.3.1 КЛЭП напряжением 10 кВ
7. Расчёт токов короткого замыкания
7.1 Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000В
Точка К-1
7.2 Проверка КЛЭП на термическую стойкость
8. Выбор и проверка элементов
8.1 Выбор оборудования 110 кВ
8.1.1 Выбор разъединителя УВН ППЭ
8.2 Выбор оборудования 6 кВ8.2.1 Выбор ячеек РУНН ГПП (6кВ)
8.2.2 Выключатель ввода и межсекционный на ППЭ
8.2.3 Выключатель на отходящей линии
8.3 Выбор автоматического выключателя на 0,4кВ
8.4 Выбор измерительных трансформаторов8.4.1 Выбор трансформатора тока на вводах 6 кВ ППЭ
8.4.2 Выбор трансформаторов напряжения на РУ НН ППЭ
9. Релейная защита
9.1 Дифференциальная защита трансформатора
9.2 Защита от токов внешних многофазных КЗ
9.3 Защита от токов перегрузки
9.4 Защита линий 6кВ
10. Оперативный ток на ППЭ
11. Самозапуск электродвигателей
12. Молниезащита и заземление
13. Охрана труда13.1 Мероприятия по обеспечению безопасного производства в спекальном цехе
13.2 Требования к производственным помещениям
13.3 Требования к вентиляции
13.4 Средства индивидуальной защиты работающих
13.5 Организационно-технические мероприятия по обеспечению безопасной работы при эксплуотации электроустановок
14. Заключение
15. Список используемой литературы
--PAGE_BREAK--    продолжение
--PAGE_BREAK--2. Характеристика потребителя  
Определяем степень надежности электроснабжения цехов завода тяжёлого машиностроения, установленную мощность, коэффициент спроса и коэффициент мощности. Данные сносим в таблицу 1.
таб.1

<img border=«0» width=«436» height=«497» src=«ref-1_1362314767-4267.coolpic» v:shapes="_x0000_i1025">
Питание от системы 1000 МВт, I”=35 кА. Реактивное сопротивление системы на стороне высшего напряжения 0,4 о. е. Расстояние от ИП до ППЭ <metricconverter productid=«30 км» w:st=«on»>30 км.

Производство трёхсменное, в основных цехах токопроводящая пыль.

3. Технология агломерационного процесса


Спекальный цех.

Железосодержащая часть шихты, используемая в доменном производстве, подлежит окусковыванию, которое осуществляется двумя способами: агломерацией и окомковыванием (окатыванием).

Агломерацией называется термический процесс окусковывания рудных материалов путём их спекания с целью придания формы и свойств, необходимых для доменной плавки. Процесс агломерации осуществляется на агломерационных машинах. В процессе агломерации исходные шихтовые материалы вначале усредняют по содержанию железа, затем дозируют, смешивают между собой и топливом (коксиком), увлажняют и растилают слоем заданной толщины на непрерывно движущиеся колосники, которые перемещают по кольцевому рельсовому пути. Через образованный слой шихтовых материалов продувается воздух с помощью мощных дымососов (аглоэксгаустеров), чем обеспечивается полное выгорание коксика по всей толщине рабочего слоя, обеспечивается пористая структура агломерата, необходимая для доменной плавки

Преимущественное распространение получили конвейерные агломерационные машины серии АКМ, из которых наиболее мощная АКМ7-312 имеет площадь поверхности спекания <metricconverter productid=«252 м2» w:st=«on»>252 м2, производительность350‑450 т/ч; скорость движения спекательных тележек 1,5-7,5 м/мин, мощность приводного электродвигателя 85 кВт.

Одним из условий получения качественного агломерата является обеспечение соответствия между скоростью аглоленты и скоростью спекания шихты, которая зависит от высоты её слоя, влажности, состава и др. Кроме того, скорость движения аглоленты должна быть согласована с работой питателя, подающего на неё шихту.

Цех шихты.

Как отмечалось, в технологическом процессе агломерации кроме агломерационной машины, участвует также ряд других механизмов: дозаторы, питатели, смесители, окомкователи, грануляторы, охладители, вентиляторы.

Для привода большинства механизмов аглофабрики, в том числе транспортных используются в основном асинхронные электродвигатели напряжением 380 В, мощностью до 250 кВт. Двигатели с фазным ротором используются для конвейеров большой протяжённости.

Для эксгаустеров агломашин, дымососов и охладителей используются синхронные электродвигатели напряжением 6-10 кВ мощностью 1-8 МВт. Привод постоянного тока используется на механизмах, требующих широкого и плавного регулирования скорости. К ним относятся наряду с агломашинами и конвейерными машинами также окомкователи смесители, подающие шихту на конвейеры, охладители и т.п.

Дозаторы. Весьма важное влияние на ход технологического процесса и качество продукции оказывает точность дозирования компонентов шихты.

К электроприводам барабанных питателей предъявляют требование регулирования скорости в том же диапазоне, что и для привода ленты; дополнительно к этому требуется индивидуальная подрегулировка скорости питателей в диапазоне ±20% от номинальной в зависимости от количества шихты под шибером; здесь используется привод постоянного тока по системе ТП-Д

Питатели конвейерного типа, например пластинчатый питатель для точного дозирования компонентов, требует регулирования скорости, особенно в конце загрузки весовой воронки. Этим объясняется применение в данном случае электропривода постоянного тока по системе ТП-Д, МУ-Д, Г-Д. Используются электродвигатели малой мощности (0,7-1,5 кВт).

Барабанные смесители служат для смешивания шихты, идущей на окомкование. Для увлажнения шихты в барабан подводится вода. Поскольку допускается ступенчатое регулирование скорости, то для привода смесителей часто применяют асинхронные четырёхскоростные электродвигатели мощностью до 20 кВт; для привода скребков применяют асинхронные короткозамкнутые электродвигатели мощностью 4,5 кВт.

Окомкователи предназначены для подготовки шихты перед спеканием. В них осуществляется доувлажнение и окусковывание шихты. В процессе

работы требуется плавное регулирование скорости окомкователей в диапазоне не менее 3:

1. Поэтому здесь используется электропривод постоянного тока по системе ТП-Д. Мощность электродвигателя 150-200 кВт, частота вращения 460 об/мин.

Прямолинейный охладитель служит для транспортировки агломерата с одновременным его охлаждением. Для охладителя используется электропривод постоянного тока по системе Г-Д или ТП-Д. Для привода охладителя обычно предусматривается два электродвигателя постоянного тока, якоря которых соединены последовательно и подключены к общему преобразователю. Мощность электродвигателя 55 кВт, напряжение 220 В.

Синхронный электропривод аглоэксгаустеров, дымососов, компрессоров.

Широко применяемые в металлургических цехах мощные воздуходувки, дымососы, эксгаустеры, турбокомпрессоры, насосы имеют в большинстве случаев синхронный электропривод. В частности, на аглофабриках применяют синхронные двигатели мощностью до 200 кВт, напряжением 115, 230, 460 В.

Конвейерный транспорт. Поточно-транспортные системы.

На металлургических заводах очень широко используется конвейерный транспорт. Комплекс подготовительных цехов крупного металлургического комбината, состоящий из обогатительных и агломерационных фабрик, коксохимических и огнеупорных цехов, может иметь конвейерные линии протяжённостью около ста километров. На таком предприятии насчитывается свыше 1000 направлений грузопотоков. Достоинствами конвейерного транспорта являются простота конструкции и применяемого оборудования, надёжность, высокая производительность, малые эксплуатационные расходы, высокая степень амортизации, непрерывность процесса, простота погрузочно-разгрузочных операций, безопасность, низкая стоимость оборудования, малый срок окупаемости.

Условия работы оборудования по нормам пожарной безопасности.

Подготовка топлива. В качестве топлива, добавляемого в шихту для спекания агломерата, обычно применяется коксовая мелоч. коксик содержит довольно много влаги, благодаря чему при разгрузке, дроблении и

транспортировке заметного пылеобразования не возникает. Для обеспечения тонкого размола используют дробильные установки.

В помещении дробления и транспортировки топлива пыль, оседающую на полах, стенах и конструкциях, необходимо периодически смывать водой. Светильники в этих помещениях следует применять пыленепроницаемые.

Подготовка флюса. При использовании извести в качестве флюса в помещении наблюдается тонкая и едкая известковая пыль. При дроблении, рассеве и транспортировке извести необходимо применять закрытое оборудование, снабжённое надёжно действующей аспирацией.

Спекальное отделение. Зажигательные горны машин являются источником значительных тепловыделений. При аварийной остановке эксгаустеров из спекаемой шихты выделяется большое количество вредных газов, что создаёт опасность отравления людей, находящихся в спекальном отделении.

Цех фильтрации.

Газоочистные сооружения являются замыкающим звеном в технологической схеме окусковывания сырья и предназначены для обеспечения нормального протекания технологии, улучшений условий труда обслуживающего персонала и защиты воздушного бассейна от выбросов.

В сооружения входят: система улавливания и отвода газа, пылеулавливающий аппарат, тягодутьевую систему газоходов, дымосос, и дымовая труба.

<img width=«548» height=«769» src=«ref-1_1362319034-19507.coolpic» v:shapes="_x0000_s1026 _x0000_s1027 _x0000_s1028 _x0000_s1029 _x0000_s1030 _x0000_s1031 _x0000_s1032 _x0000_s1033 _x0000_s1034 _x0000_s1035 _x0000_s1036 _x0000_s1037 _x0000_s1038 _x0000_s1039 _x0000_s1040 _x0000_s1041 _x0000_s1042 _x0000_s1043 _x0000_s1044 _x0000_s1045 _x0000_s1046 _x0000_s1047 _x0000_s1048 _x0000_s1049 _x0000_s1050 _x0000_s1051 _x0000_s1052 _x0000_s1053 _x0000_s1054 _x0000_s1055 _x0000_s1056 _x0000_s1057 _x0000_s1058 _x0000_s1059 _x0000_s1060">




    продолжение
--PAGE_BREAK--4. Проектирование системы электроснабжения предприятия4.1 Определение расчётных нагрузок цехов и предприятия


Расчёт электрических нагрузок цехов является главным этапом при проектировании промышленной электрической сети. Существует много методов определения расчётных нагрузок, но в данном проекте рассматривается три метода, которые описываются ниже.


4.1.1 Метод коэффициента спроса
Если требуется определить расчётную максимальную нагрузку при неизвестных мощностях отдельных электроприёмников, то величины Pmaxи Qmaxопределяются по коэффициенту спроса (Кс) и коэффициенту мощности (cosφ), принимаемым для данной отрасли промышленности:
Pmax=Kc·Pном; Qmax=Pmazx·tgφ. (1)
Значения Рном приведены в таблице 1. В ней также указаны: категория электроприёмника по надёжности и характер окружающей среды. По (1) определяем максимум силовой нагрузки цехов. Вместе с тем необходимо учесть мощность, потребляемую искусственным освещением цехов и территории предприятия. Эта нагрузка определяется по удельной плотности освещения (σ, Вт/м2), а так же по площади производственных цехов (или территории предприятия).

Расчётные формулы:
Росв=F·σ·Кс. осв; Qосв=Pосв·tgφосв; (2), Рцех=Рmax+Росв; Qосв=Qmax+Qосв; (3)

Sцех=<img border=«0» width=«101» height=«35» src=«ref-1_1362338541-486.coolpic» v:shapes="_x0000_i1026">; (4)

4.1.2 Статический метод
Данный метод предполагает, что нагрузка — случайная величина, которая распределяется по нормальному закону:
Рmax=MP+β<img border=«0» width=«43» height=«25» src=«ref-1_1362339027-332.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027">; (5)
где β=1,7 принимается по интегральной кривой с достаточной точностью (без учёта нагрева проводников);

МР=Рср. — математическое ожидание нагрузки;

дисперсия вычисляется по формуле:
<img border=«0» width=«43» height=«25» src=«ref-1_1362339027-332.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028">=<img border=«0» width=«104» height=«36» src=«ref-1_1362339691-410.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029">. (6)
Подставив всё выше написанное в (3.5), получим выражение для расчёта максимальной нагрузки предприятия статическим методом:
Рпред. =Рср. +1,7<img border=«0» width=«107» height=«36» src=«ref-1_1362340101-436.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030">. (7)
Для расчёта Рср. и Рср. кв. используют суточный график нагрузки предприятия.
Рср. =<img border=«0» width=«57» height=«56» src=«ref-1_1362340537-483.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031">; Рср. кв. =<img border=«0» width=«75» height=«63» src=«ref-1_1362341020-563.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032"> (8)


4.1.3 Метод упорядоченных диаграмм
Согласно этого метода расчётная максимальная нагрузка определяется из выражения:
Рmax. =Kmax. Pср., (9)
где Kmax=1,15-1,2.

Ввиду неточности расчётных коэффициентов, которые используются в методе упорядоченных диаграмм и в статистическом методе, в дальнейшем будем пользоваться данными найденными по методу коэффициента спроса.
табл.2

<img border=«0» width=«586» height=«322» src=«ref-1_1362341583-7098.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033">
табл.3

<img border=«0» width=«462» height=«179» src=«ref-1_1362348681-2443.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034">


табл.4

<img border=«0» width=«358» height=«586» src=«ref-1_1362351124-3715.coolpic» v:shapes="_x0000_i1035">
табл.5

<img border=«0» width=«164» height=«101» src=«ref-1_1362354839-765.coolpic» v:shapes="_x0000_i1036">
<img border=«0» width=«424» height=«307» src=«ref-1_1362355604-1331.coolpic» v:shapes="_x0000_i1037">
<img border=«0» width=«392» height=«286» src=«ref-1_1362356935-762.coolpic» v:shapes="_x0000_i1038">
При определении максимальной нагрузки по предприятию в целом необходимо учесть коэффициент разновремённости максимумов (Кр м.), а так же потери в цеховых силовых трансформаторах, линиях распределительной сети и других элементов системы. Однако на данном этапе эти элементы не выбраны, поэтому потери в трансформаторах цеховых подстанций (ΔРтр. и ΔQтр.) учитываются приближённо, по суммарным значениям нагрузок напряжением до 1000 В, то есть:
ΔРтр. = 0,02Sцех0,4кВ = 0,02·14706,49 = 294,13 кВт; (10)

ΔQтр. = 0,1Sцех0,4кВ = 0,1·12539,64 = 1253,96 кВАр; (11)
Расчётные активная и реактивная мощности предприятия в целом определяются по выражениям:
<img border=«0» width=«43» height=«27» src=«ref-1_1362357697-282.coolpic» v:shapes="_x0000_i1039"><img border=«0» width=«172» height=«52» src=«ref-1_1362357979-638.coolpic» v:shapes="_x0000_i1040"><img border=«0» width=«101» height=«28» src=«ref-1_1362358617-468.coolpic» v:shapes="_x0000_i1041">= 30840,15 кВт; (12)

<img border=«0» width=«348» height=«52» src=«ref-1_1362359085-1046.coolpic» v:shapes="_x0000_i1042"> 22285,22 кВАр. (13)
Определим Tmax (число часов использования максимальной нагрузки) по годовому графику, построенному на основании суточного графика с учётом выходных дней и двухсменного цикла работы предприятия, по выражению:
<img border=«0» width=«131» height=«53» src=«ref-1_1362360131-563.coolpic» v:shapes="_x0000_i1043">7942,4 часа. (17)


    продолжение
--PAGE_BREAK--4.2 Компенсация реактивной мощности


При реальном проектировании энергосистема задаёт экономическую величину реактивной мощности (Qэкон), в часы максимальных активных нагрузок системы, передаваемой в сеть потребителю.

При дипломном проектировании Qэкон рассчитывается по формуле, где tg<img border=«0» width=«16» height=«19» src=«ref-1_1362360694-280.coolpic» v:shapes="_x0000_i1044">ном находят из выражения:
<img border=«0» width=«312» height=«40» src=«ref-1_1362360974-596.coolpic» v:shapes="_x0000_i1045">
tgjб — базовый коэффициент реактивной мощности принимаемый для сетей 6-10 кВ присоединенным к шинам п/ст с высшим классом напряжения 110 кВ, равен 0,5.

К — коэффициент учитывающий отличие стоимости электроэнергии в различных энергосистемах, к = 0,8.

Dм — это отношение потребления активной мощности потребителем в квартале maxнагрузок энергосистемы к потреблению в квартале maxнагрузок потребителя, dм = 0,7.
<img border=«0» width=«167» height=«27» src=«ref-1_1362361570-599.coolpic» v:shapes="_x0000_i1046">30840,15·0,3 =21896,51 кВАр; (14)
Мощность компенсирующих устройств, которые необходимо установить на предприятии, рассчитываем по выражению:
<img border=«0» width=«173» height=«28» src=«ref-1_1362362169-535.coolpic» v:shapes="_x0000_i1047"> 22285,22-21896,51 = 388,71 кВАр; (15)
При наличии компенсационных устройств полная мощность предприятия будет равна:
<img border=«0» width=«184» height=«35» src=«ref-1_1362362704-611.coolpic» v:shapes="_x0000_i1048"><img border=«0» width=«207» height=«33» src=«ref-1_1362363315-858.coolpic» v:shapes="_x0000_i1049">37822,90 кВА. (16)


4.3 Определение центра электрических нагрузок


Для определения оптимального местоположения ГПП и цеховых ТП, при проектировании системы электроснабжения, на генеральный план предприятия наносится картограмма нагрузок. Которая представляет собой совокупность окружностей, центр которых совпадает с центром цеха, а площадь соответствует мощности цеха в выбранном масштабе.

Силовые нагрузки до и свыше 1000 В изображаются отдельными окружностями. Осветительная нагрузка изображается в виде сектора круга соответствующего нагрузке до 1000 В.

Радиус круга определяется из выражения:
ri= <img border=«0» width=«57» height=«53» src=«ref-1_1362364173-433.coolpic» v:shapes="_x0000_i1050">, (18)
где Si — мощность i-того цеха, кВА;

ri — радиус окружности, мм;

m — масштаб, кВА/мм2.

Угол сектора определяется выражением:
<img border=«0» width=«17» height=«16» src=«ref-1_1362364606-270.coolpic» v:shapes="_x0000_i1051">=<img border=«0» width=«69» height=«79» src=«ref-1_1362364876-620.coolpic» v:shapes="_x0000_i1052">. (19)
Координаты центра электрических нагрузок определяются по выражениям:
Xэл. н. =<img border=«0» width=«63» height=«56» src=«ref-1_1362365496-587.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053">; Yэл. н=<img border=«0» width=«61» height=«56» src=«ref-1_1362366083-536.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054">. (20)
Исходные данные и результаты расчётов сведены в таблицу №6




табл.6

<img border=«0» width=«504» height=«390» src=«ref-1_1362366619-7951.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055">
<img width=«492» height=«871» src=«ref-1_1362374570-43666.coolpic» v:shapes="_x0000_s1061 _x0000_s1062 _x0000_s1063 _x0000_s1064 _x0000_s1065 _x0000_s1066 _x0000_s1067 _x0000_s1068 _x0000_s1069 _x0000_s1070 _x0000_s1071 _x0000_s1072 _x0000_s1073 _x0000_s1074 _x0000_s1075 _x0000_s1076 _x0000_s1077 _x0000_s1078 _x0000_s1079 _x0000_s1080 _x0000_s1081 _x0000_s1082 _x0000_s1083 _x0000_s1084 _x0000_s1085 _x0000_s1086 _x0000_s1087 _x0000_s1088 _x0000_s1089 _x0000_s1090 _x0000_s1091 _x0000_s1092 _x0000_s1093 _x0000_s1094 _x0000_s1095 _x0000_s1096 _x0000_s1097 _x0000_s1098 _x0000_s1099 _x0000_s1100 _x0000_s1101 _x0000_s1102 _x0000_s1103 _x0000_s1104 _x0000_s1105 _x0000_s1106 _x0000_s1107 _x0000_s1108 _x0000_s1109 _x0000_s1110 _x0000_s1111 _x0000_s1112 _x0000_s1113 _x0000_s1114 _x0000_s1115 _x0000_s1116 _x0000_s1117 _x0000_s1118 _x0000_s1119 _x0000_s1120 _x0000_s1121 _x0000_s1122 _x0000_s1123 _x0000_s1124 _x0000_s1125 _x0000_s1126 _x0000_s1127 _x0000_s1128 _x0000_s1129 _x0000_s1130 _x0000_s1131 _x0000_s1132 _x0000_s1133 _x0000_s1134 _x0000_s1135 _x0000_s1136 _x0000_s1137 _x0000_s1138 _x0000_s1139 _x0000_s1140 _x0000_s1141 _x0000_s1142 _x0000_s1143 _x0000_s1144 _x0000_s1145 _x0000_s1146 _x0000_s1147 _x0000_s1148 _x0000_s1149 _x0000_s1150 _x0000_s1151 _x0000_s1152 _x0000_s1153 _x0000_s1154 _x0000_s1155 _x0000_s1156 _x0000_s1157 _x0000_s1158 _x0000_s1159 _x0000_s1160 _x0000_s1161">
Рис.2 Картограмма предприятия

5. Выбор системы питания предприятия


Система электроснабжения промышленного предприятия условно разделена на две подсистемы — систему питания и систему распределения энергии внутри предприятия.

В систему питания входят питающие линии электропередачи (ЛЭП) и пункт приема электроэнергии (ППЭ).

Считаем, что канализация энергии от ИП до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными ЛЭП соответствующего рационального напряжения.


5.1 Выбор трансформаторов ГПП


Выбор трансформаторов производится по ГОСТ 14209 85, когда по суточному графику нагрузки определяется среднеквадратичная мощность по выражению (8).
Sср. кв. = 39951,86 кВА.
Рассмотрим первый вариант, согласно которого на ПГВ имеется два понижающих трансформатора, мощность каждого из них вычисляется по выражению:
<img border=«0» width=«203» height=«51» src=«ref-1_1362418236-899.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056"> 19975,93 кВА.
Согласно справочнику [5], стр.84, предварительно подбираем трансформатор ТРДН-32000/110.

По суточному графику определяем время перегрузки, а по табл.2.99 [6], для соответствующей системы охлаждения (в нашем случае Д) и среднегодовой температуре региона (для Омска +8,4 0С) находим К2доп.
К2доп = 1,4

tпер = 8часа
Определяем коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:
<img border=«0» width=«191» height=«56» src=«ref-1_1362419135-1021.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057"> 1,7 > 1,4.
Требованиям не удовлетворяет. Берем трансформатор мощностью на порядок выше (32000кВА).
<img border=«0» width=«191» height=«56» src=«ref-1_1362420156-1016.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058"> 1,3634565 < 1,4
Требования выполняются. Останавливаем свой выбор на силовом трансформаторе ТРДН-32000/110. Трансформатор трёхфазный с расщеплённой обмоткой, охлаждение маслянное с дутьём, с возможностью регулирования напряжения под нагрузкой, мощностью 32 МВА, напряжение высокой стороны 110 кВ.


    продолжение
--PAGE_BREAK--5.2 Выбор ЛЭП от энергосистемы до ГПП


Выбор напряжения питающей сети надлежит производить на основании технико-экономических сравнений вариантов.

При выборе вариантов предпочтение следует отдавать варианту с более высоким напряжением, даже при экономических преимуществах варианта с низшим из сравниваемых напряжений в пределах до10% по приведенным затратам.

Для питания больших предприятий на первых ступенях распределения энергии следует применять напряжения 110, 220 и 330 кВ.

Выбор двух вариантов рационального напряжения питания производится с использованием следующей формулы:
<img border=«0» width=«313» height=«32» src=«ref-1_1362421172-909.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059">100,84 кВ. (21)
Выбираем стандартное напряжение 110 кВ.

Так как на предприятии имеются потребители 1-й и 2-й категории, предлагаю питание до ГПП осуществлять двухцепной ВЛЭП. Условия окружающей среды позволяют использовать провод марки АС.

Выбор сечения проводов для напряжения 35 кВ и выше, согласно ПУЭ, производится по нагреву расчётным током. Проверка производится по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается ближайшее большее значение. При выборе необходимо учесть потери в трансформаторах.

Для трансформатора ТРДН-32000/110:
DPk= 145 кВт, DPхх = 40 кВт, Ixx%= 0,7%, Uкз% = 10,5%.
Потери в трансформаторе:
<img border=«0» width=«219» height=«57» src=«ref-1_1362422081-1024.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060"><img border=«0» width=«224» height=«57» src=«ref-1_1362423105-1164.coolpic» v:shapes="_x0000_i1061">181 кВт;

<img border=«0» width=«247» height=«57» src=«ref-1_1362424269-1193.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062">

<img border=«0» width=«340» height=«57» src=«ref-1_1362425462-1419.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063">

= 2859 кВАр.
Расчетная полная мощность с учетом потерь в трансформаторах:
<img border=«0» width=«555» height=«36» src=«ref-1_1362426881-1834.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064">

= 39688,36 кВА;

<img border=«0» width=«241» height=«57» src=«ref-1_1362428715-1054.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065"> 208,31 А. (21)
Согласно ПУЭ (стр.42, таблица 1.3.29) предварительно берём сечение 50 мм2. Согласно того же источника неизолированные провода нам необходимо проверить на корону. Из практики уже известно что минимальное сечение на

110 кВ проходящее по условию короны это 70 мм2. Согласно этому увеличиваем первоначальное значение до 70 мм2.

Тот же источник требует от нас проверки по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение (S, мм2) определяется из соотношения (21) где номинальный ток (Iном, А) вычислен при условии что линия двухцепная, а также значение экономической плотности тока (Jэк, А/мм2) взято из ПУЭ (стр.50, таблица 1.3.36) и равно 1 А/мм2 при Tmax³5000 часов.
<img border=«0» width=«144» height=«56» src=«ref-1_1362429769-663.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066"> 104,2 А., <img border=«0» width=«144» height=«52» src=«ref-1_1362430432-589.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067"> 104 мм2. (22)
Согласно ПУЭ (пункт 1.3.27.) во избежание увеличения количества линий, сверх необходимого по условию надёжности, допускается двукратное превышение нормированных значений, приведённых в таблице.

Проверяем сечение провода по падению напряжения в конце линии:
R= r0×l= 0,42×50 = 21 Ом;

X= x0×l= 0,429×50 = 21,45 Ом;

<img border=«0» width=«176» height=«53» src=«ref-1_1362431021-770.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068"><img border=«0» width=«225» height=«51» src=«ref-1_1362431791-877.coolpic» v:shapes="_x0000_i1069">0,98 % < 5 %
Таким образом провод АС-70/11 для ВЛЭП-110 сечением удовлетворяет условиям проверки.


5.3 Технико-экономический расчет


Целью ТЭРа является определение варианта с более выгодным напряжением. Определяются годовые затраты по каждому варианту:
З=к×Ен+И
где: к — капитальные затраты; Ен — нормативный коэффициент эффективности,
Ен=1/Тм,
где: Тм — нормативный срок службы, Тм = 8 лет, Ен = 0,125

И — издержки:
И = Иа + Иоб + Иэл,
где: Иа — амортизационные годовые отчисления,
Иа=к×Еа,
при: Еа = 0,028 для ЛЭП, Еа = 0,063 для П/СТ.
Иоб — издержки на обслуживание, текущий ремонт,
Иоб=к×Етр,

при: Етр = 0,004 для ЛЭП, Етр = 0,01 для П/СТ.
DИэл — стоимость потерь электроэнергии.
1 вариант.

Uпит = 35кВ, 2 трансформатора ТРДН-32000/35, 2х цепная линия, марка провода АС-185/24.

Стоимость КТП с трансформаторов 1576000 рублей.

Стоимость сооружения линии 151000 руб/км.

Общая стоимость линии 4530000 рублей.

Общие капитальные затраты 6257000 рублей.

Определим издержки на амортизацию:
Uал = 4530000·0,028 = 126840 руб/год;

Uап = 1576000·0,063 = 99268 руб/год.
Определим издержки на обслуживание и текущий ремонт:
Uтрл = 4530000·0,004 = 18120 руб/год;

Uтрп = 1576000·0,01 = 15760 руб/год.
Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание 259988 рублей.

Определим стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП:

Находим потери мощности:
<img border=«0» width=«497» height=«63» src=«ref-1_1362432668-1901.coolpic» v:shapes="_x0000_i1070">кВт;
где Pр и Qр с учетом потерь в трансформаторах ППЭ.

Стоимость потерь в ЛЭП:
DUл = DPл·t·C= 24818,5·323·0,24·0,71 = 8553782,9 руб/год.
Определим стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

Потери энергии в трансформаторах:
<img border=«0» width=«260» height=«63» src=«ref-1_1362434569-900.coolpic» v:shapes="_x0000_i1071">,
где: t — число часов в году;

t — время maxпотерь; n — число трансформаторов.
<img border=«0» width=«479» height=«53» src=«ref-1_1362435469-1724.coolpic» v:shapes="_x0000_i1072">кВт,

<img border=«0» width=«380» height=«25» src=«ref-1_1362437193-1206.coolpic» v:shapes="_x0000_i1073">руб/год.
Общая стоимость потерь электроэнергии:
DUэл = DUл + DUт = 8553782,9 + 552954,456 = 9106737,356 руб/год.
Годовые затраты по 1-му варианту:
З = 6106000·0,125 + 9366725,356 = 10129975,36 руб/год.
2-й вариант.

Uпит =110кВ,2 трансформатора ТРДН-32000/110,2х цепная линия, марка провода АС 70/11.

Стоимость КТП с трансформаторами 3024200 рублей.

Стоимость сооружения линии 160500 руб/км.

Общая стоимость линии 4815000 рублей.

Общие капитальные затраты 7999700 рублей.

Определим издержки на амортизацию:
Uал = 4815000·0,028=134820 руб/год.

Uап=3024200·0,063=190524,6 руб/год.
Определим издержки на обслуживание и текущий ремонт:
Uтрл=4815000·0,004=19260 руб/год.

Uтрп=3024200·0,01=30242 руб/год.
Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание 374846,6 рублей.

Определим стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП:

Находим потери мощности:
<img border=«0» width=«511» height=«63» src=«ref-1_1362438399-1911.coolpic» v:shapes="_x0000_i1074"> кВт;
где Pр и Qр с учетом потерь в трансформаторах ППЭ.

Стоимость потерь в ЛЭП:
DUл = DPл×t×C= 2767,42 323·0,24·0,71 = 2723787,37руб/год.
Определим стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:

Потери энергии в трансформаторах:
<img border=«0» width=«260» height=«63» src=«ref-1_1362434569-900.coolpic» v:shapes="_x0000_i1075">,
где: t — число часов в году;

t — время maxпотерь;

n — число трансформаторов.
<img border=«0» width=«480» height=«55» src=«ref-1_1362441210-1781.coolpic» v:shapes="_x0000_i1076"> кВт/ч,

DUт = DАт С = 800869,04 0,71 = 568617,023 руб/год.
Общая стоимость потерь электроэнергии:
DUэл = DUл + DUт = 2723787,37 + 568617,02 = 3292404,39 руб/год.
Годовые затраты по 2-му варианту:
З = 7839200·0,125 + 3667250,99 = 4647150,99 руб/год.
Составим таблицу 7 для сравнения вариантов.




таб.7



Из рассмотренных вариантов в качестве рационального напряжения питания принимаем к установке напряжение 110 кВ.


    продолжение
--PAGE_BREAK--5.4 Выбор схемы питания


Схемы электрических соединений подстанций и распределительных устройств должны выбираться из общей схемы электроснабжения предприятия и удовлетворять следующим требованиям:

обеспечивать надежность электроснабжения потребителей;

учитывать перспективу развития;

допускать возможность поэтапного расширения;

учитывать широкое применение элементов автоматизации и требования противоаварийной автоматики;

обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений.

На всех ступенях системы электроснабжения следует широко применять простейшие схемы электрических соединений с минимальным количеством аппаратуры на стороне высшего напряжения, так называемые блочные схемы подстанции без сборных шин.

Для выбора устройства высшего напряжения (УВН) необходимо рассмотреть как минимум два типовых решения; для них провести технико-экономический расчет (ТЭР) и на основании этого расчета принять наиболее экономичный вариант.

Сравниваемые схемы представлены на рис.4.

Так как расстояние от подстанции энергосистемы до ППЕ l= 50км, то целесообразно выбрать схему с выключателем. В качестве второго варианта примем схему короткозамыкатель-отделитель.

При расчетах капиталовложения на трансформаторы, выключатели на отходящих линиях, секционные выключатели не учитываются, так как они будут совершенно одинаковы.

1. Вариант.

Схема выключатель-разъединитель.

1. Выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1

к1 = 9000 руб.

2. Разъединитель РНДЗ.2-110/1000У1

к2 = 200 руб.
Капиталовложения: К1=к1+к2=9000+200=9200 руб.

Издержки: И1=Еа×К1=0,063×9200=579,6руб. /год.

 



Вариант 1                                                                     Вариант 2

<img width=«533» height=«527» src=«ref-1_1362442991-11779.coolpic» v:shapes="_x0000_s1163 _x0000_s1164 _x0000_s1165 _x0000_s1166 _x0000_s1167 _x0000_s1168 _x0000_s1169 _x0000_s1170 _x0000_s1171 _x0000_s1172 _x0000_s1173 _x0000_s1174 _x0000_s1175 _x0000_s1176 _x0000_s1177 _x0000_s1178 _x0000_s1179 _x0000_s1180 _x0000_s1181 _x0000_s1182 _x0000_s1183 _x0000_s1184 _x0000_s1185 _x0000_s1186 _x0000_s1187 _x0000_s1188 _x0000_s1189 _x0000_s1190 _x0000_s1191 _x0000_s1192 _x0000_s1193 _x0000_s1194 _x0000_s1195 _x0000_s1196 _x0000_s1197 _x0000_s1198 _x0000_s1199 _x0000_s1200 _x0000_s1201 _x0000_s1202 _x0000_s1203 _x0000_s1204 _x0000_s1205 _x0000_s1206 _x0000_s1207 _x0000_s1208 _x0000_s1209 _x0000_s1210 _x0000_s1211 _x0000_s1212 _x0000_s1213 _x0000_s1214 _x0000_s1215 _x0000_s1216 _x0000_s1217 _x0000_s1218 _x0000_s1219 _x0000_s1220 _x0000_s1221 _x0000_s1222 _x0000_s1223 _x0000_s1224 _x0000_s1225 _x0000_s1226 _x0000_s1227 _x0000_s1228 _x0000_s1229 _x0000_s1230 _x0000_s1231 _x0000_s1232 _x0000_s1233 _x0000_s1234 _x0000_s1235 _x0000_s1236 _x0000_s1237 _x0000_s1238 _x0000_s1239 _x0000_s1240 _x0000_s1241 _x0000_s1242 _x0000_s1243 _x0000_s1244 _x0000_s1245 _x0000_s1246 _x0000_s1247 _x0000_s1248 _x0000_s1249 _x0000_s1250 _x0000_s1251 _x0000_s1252 _x0000_s1253 _x0000_s1254 _x0000_s1255 _x0000_s1256 _x0000_s1257 _x0000_s1258 _x0000_s1259 _x0000_s1260 _x0000_s1261 _x0000_s1262 _x0000_s1263 _x0000_s1264 _x0000_s1265 _x0000_s1266 _x0000_s1267 _x0000_s1268 _x0000_s1269 _x0000_s1270 _x0000_s1271 _x0000_s1272 _x0000_s1273 _x0000_s1274 _x0000_s1275 _x0000_s1276 _x0000_s1277 _x0000_s1278 _x0000_s1279 _x0000_s1280 _x0000_s1281 _x0000_s1282 _x0000_s1283 _x0000_s1284 _x0000_s1285 _x0000_s1286 _x0000_s1287 _x0000_s1288 _x0000_s1289 _x0000_s1290 _x0000_s1291 _x0000_s1292 _x0000_s1293 _x0000_s1294 _x0000_s1295 _x0000_s1296 _x0000_s1297 _x0000_s1298 _x0000_s1299 _x0000_s1300 _x0000_s1301 _x0000_s1302 _x0000_s1303 _x0000_s1304 _x0000_s1305 _x0000_s1306 _x0000_s1307">
Рис.4 Схема устройства УВН.
2. Вариант.

Схема отделитель-короткозамыкатель.

1. Отделитель ОД-110Б/1000У1 к1=180 руб.

2. Короткозамыкатель КЗ-110УХЛ1 к2 = 200 руб.

3. Контрольный кабель АКВВБ 4х2,5

к’3=0,82 тыс. руб. /км;

к3 = 820×30 = 246 руб.

Капиталовложения:
К2=к1+к2+к3=180+200+24600=24980 руб.

Издержки: И2 = Еа×К2 = 0,063×24980 = 1573,74 руб. /год.
При рассмотрении вариантов электроснабжения необходимо произвести оценку надежности данных вариантов.

Оценка надежности производится на основании статистических данных о повреждаемости элементов электроснабжения, ожидаемого числа отключений для планового ремонта и времени, необходимого для восстановления после аварий и для проведения планового ремонта.

Оценку надежности проведем при последовательном включении элементов электроснабжения.

Оценка надежности производится на основании параметров, приведенных в таблице 8.
Таблица 8



Параметр потока отказов одного присоединения:

1. Вариант.
<img border=«0» width=«99» height=«28» src=«ref-1_1362454770-485.coolpic» v:shapes="_x0000_i1077"> = 0,06+0,008 = 0,068.
2. Вариант.
<img border=«0» width=«101» height=«28» src=«ref-1_1362455255-493.coolpic» v:shapes="_x0000_i1078"> = 0,02+0,03+0,13 = 0,18.
Среднее время восстановления после отказа присоединений:
<img border=«0» width=«160» height=«55» src=«ref-1_1362455748-659.coolpic» v:shapes="_x0000_i1079">, час.
1. Вариант.
<img width=«12» height=«12» src=«ref-1_1362456407-226.coolpic» v:shapes="_x0000_s1308"><img border=«0» width=«409» height=«51» src=«ref-1_1362456633-1360.coolpic» v:shapes="_x0000_i1080"> час.
2. Вариант.
<img border=«0» width=«487» height=«51» src=«ref-1_1362457993-1501.coolpic» v:shapes="_x0000_i1081"> час.
Коэффициент аварийного простоя присоединения:
Ка = wа×Тв.
1. Вариант.
Ка1= 0,068·19,529 = 1,328 о. е.
2. Вариант.
Ка2=0,18·5740802 = 103,464 о. е.
Количество недоотпущенной электроэнергии вследствие отказа схемы присоединения:
DW=Руст×Ка, кВт×ч/год.
1. Вариант.
DW1=32980×1,328=43797,44 кВт×ч/год.
2. Вариант.
DW2=32980×103,464=3412232,72 кВт×ч/год.
Ущерб:

1. Вариант.
У1=У’×DW1=1,3×43797,44=56936,672 руб. /год.
2. Вариант.
У2=У’×DW2=1,3×3412232,72=4435915,536 руб. /год.
Полные затраты по вариантам:
З1=Ен×К1+И1+У1=0,125×9200+579,6+56936,672=58666,272руб. /год.

З2=Ен×К2+И2+У2=0,125·24980+1573,7+4435915,54=4440611,74руб. /год.
Приведенный технико-экономический расчет показал, что наиболее экономичный вариант: З1=58666,272 руб. /год.





Таким образом, принимаем первый вариант.

    продолжение
--PAGE_BREAK--6. Разработка системы распределения электроэнергии


В систему распределения завода входят распределительные устройства низшего напряжения ППЭ, комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6 кВ и линии электропередач (кабели, токопроводы), связывающие их с ППЭ.

Выбор системы распределения включает в себя решение следующих вопросов:

1. Выбор рационального напряжения распределения;

2. Выбор типа и числа КТП, РП и мест их расположения;

3. Выбор схемы РУ НН ППЭ;

4. Выбор сечения кабельных линий и способ канализации электроэнергии.


6.1 Выбор рационального напряжения распределения электроэнергии на напряжении свыше 1000 В


Рациональное напряжение определяется на основании ТЭР и для вновь проектируемых предприятий в основном зависит от наличия и значения мощности ЭП напряжением 6 кВ, 10 кВ, наличия собственной ТЭЦ и величины её генераторного напряжения, а также рационального напряжения системы питания. ТЭР не производится в следующих случаях:

-если мощность ЭП напряжением 6 кВ составляет менее 10-15% от суммарной мощности предприятия то рациональное напряжение распределения принимается равным 10 кВ, а ЭП 6 кВ получают питание через понижающие трансформаторы 10/6 кВ.

-если мощность ЭП напряжением 6 кВ составляет более 40% от суммарной мощности предприятия, то рациональное напряжение распределения принимается равным 6 кВ.
<img border=«0» width=«219» height=«53» src=«ref-1_1362459494-1109.coolpic» v:shapes="_x0000_i1082">44,1 %
Согласно вышесказанному, рациональное напряжение распределения на данном предприятии принимается равным 6кВ.


6.2 Выбор числа, мощности трансформаторов цеховых ТП


Число КТП и мощность трансформаторов на них определяется средней мощностью за смену (Sсм) цеха, удельной плотностью нагрузки и требованиями надежности электроснабжения.

Если нагрузка цеха (Sсм i) на напряжение до 1000 В не превышает 150 — 200 кВА, то в данном цехе ТП не предусматривается, и ЭП цеха запитывается с шин ТП ближайшего цеха кабельными ЛЭП.

Число трансформаторов в цеху определяется по выражению:
<img border=«0» width=«112» height=«56» src=«ref-1_1362460603-574.coolpic» v:shapes="_x0000_i1083">
где: Scм — сменная нагрузка цеха;

Sном. тр. — номинальная мощность трансформатора, кВА.

β — экономически целесообразный коэффициент загрузки:

для 1-трансформаторной КТП (3 категория) β = 0,95;

для 2-трансформаторной КТП (2 категория) β = 0,80‑0,85;

для 2-трансформаторной КТП (1 категория) β = 0,7‑0,75.

Коэффициент максимума для определения средней нагрузки за смену находится по выражению:
Kmax= Кс. / Ки.
Средняя нагрузка за смену определяется по выражению:
Pсм. = Pцеха / Кmax.
Учитывая, компенсацию реактивной мощности, определяем мощность компенсирующей установки: Qк. у. станд.

Средняя реактивная мощность заводского цеха с учетом компенсации, определяется из выражения:
Q'см = Qсм — Qк. у. станд,
где Qк. у. станд — стандартная мощность компенсирующей установки.

Полная мощность, приходящаяся на КТП с учетом компенсации реактивной мощности:
<img border=«0» width=«141» height=«35» src=«ref-1_1362461177-573.coolpic» v:shapes="_x0000_i1084">.
Цеховые трансформаторы выбираются по Sсм с учетом Sуд — удельной плотности нагрузки.

Удельная мощность цеха:
S/уд = S/см /F;
где F — площадь цеха <img border=«0» width=«32» height=«24» src=«ref-1_1362461750-219.coolpic» v:shapes="_x0000_i1085">.

Результаты расчетов средних нагрузок за наиболее нагруженную смену остальных цехов сведены в таблицу 9.


таб.9

<img border=«0» width=«513» height=«299» src=«ref-1_1362461969-3626.coolpic» v:shapes="_x0000_i1086">
При определении мощности трансформаторов следует учесть, что если Sуд не превышает 0,2 (кВА/м2), то при любой мощности цеха мощность

трансформаторов не должна быть более 1000 (кВА). Если Sуд находится в пределах 0,2-0,3 (кВА/м2) то единичная мощность трансформаторов принимается равной 1600 (кВА). Если Sуд более 0,3 (кВА/м2) то на ТП устанавливаются трансформаторы 2500 (кВА).

В качестве примера определяется число трансформаторов в цехе 8. Так как удельная плотность нагрузки Sуд=0,01 кВА/м<img border=«0» width=«11» height=«20» src=«ref-1_1362465595-188.coolpic» v:shapes="_x0000_i1087"><0,2, то целесообразно установить трансформаторы мощностью до 1000 кВА.
<img border=«0» width=«167» height=«51» src=«ref-1_1362465783-821.coolpic» v:shapes="_x0000_i1088">
Предварительно выбирается 2 трансформатора мощностью по 160 кВА каждый марки ТМ-160/6. Выбранные трансформаторы проверяются по коэффициенту загрузки в нормальном режиме
<img border=«0» width=«240» height=«55» src=«ref-1_1362466604-1076.coolpic» v:shapes="_x0000_i1089">;

<img border=«0» width=«155» height=«23» src=«ref-1_1362467680-649.coolpic» v:shapes="_x0000_i1090">
Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:
<img border=«0» width=«169» height=«53» src=«ref-1_1362468329-847.coolpic» v:shapes="_x0000_i1091">;
Расчеты по выбору числа и мощности трансформаторов остальных цехов сведены в таблицу 10.
табл.10

<img border=«0» width=«550» height=«365» src=«ref-1_1362469176-4259.coolpic» v:shapes="_x0000_i1092">

    продолжение
--PAGE_BREAK--6.3 Выбор марки и сечения КЛЭП

6.3.1 КЛЭП напряжением 10 кВ
Распределение энергии на территории предприятия осуществляем кабельными линиями.

Двух трансформаторные подстанции с потребителями 1 категории запитываются двумя нитями КЛЭП по радиальной схеме. Так же по радиальной схеме запитываются КТП с трансформаторами 2500 кВА.

Двух трансформаторные подстанции с потребителями 2 и 3 категории запитываются двумя нитями КЛЭП по магистральной схеме, а там где это невозможно из-за больших нагрузок — по радиальной схеме.

Для определения расчетной нагрузки кабельных линий необходимо определить потери мощности в трансформаторах КТП (смотри таб.11).
<img border=«0» width=«219» height=«57» src=«ref-1_1362422081-1024.coolpic» v:shapes="_x0000_i1093">;
Где: ΔРхх — потери холостого хода трансформатора, кВт.

ΔРкз — потери короткого замыкания в трансформаторах, кВт.

n — число трансформаторов.
<img border=«0» width=«267» height=«57» src=«ref-1_1362474459-1246.coolpic» v:shapes="_x0000_i1094">;
Где: Iхх — ток холостого хода трансформатора, %.

Uк — напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Затем с учетом потерь мощности в трансформаторах находится расчетная мощность, по которой выбирается сечение кабелей
<img border=«0» width=«251» height=«35» src=«ref-1_1362475705-988.coolpic» v:shapes="_x0000_i1095">;
Находится ток в нормальном режиме:
<img border=«0» width=«127» height=«55» src=«ref-1_1362476693-571.coolpic» v:shapes="_x0000_i1096">
где: n — число кабелей, работающих в нормальном режиме;

Sр — мощность, передаваемая кабелем.

Находится ток в послеаварийном режиме:
<img border=«0» width=«179» height=«55» src=«ref-1_1362477264-711.coolpic» v:shapes="_x0000_i1097">.
По таблице1.3.18 [1] выбирается ближайшее стандартное сечение. Предварительно принимается кабель трехжильный с алюминиевыми жилами для прокладки в земле, марки СШв. Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями ПУЭ с учетом нормальных и после аварийных режимов работы электрической сети. При проверке сечения кабеля по условиям после аварийного режима для кабелей напряжением до 10 кВ необходимо учитывать допускаемую в течение пяти суток, на время ликвидации аварии, перегрузку в зависимости от вида изоляции (при дипломном проектировании можно принять для кабелей с бумажной изоляцией перегрузку до 25% номинальной).

Поэтому допустимая токовая нагрузка кабеля при прокладке в земле в послеаварийном режиме:
Iдоп. пар=1.25. Iдоп.
Допустимая токовая нагрузка кабеля при прокладке в земле в нормальном режиме:
Iдоп. н. р. =Iтабл.
В качестве примера выбирается сечение кабельной линии ГПП-ТП цех.5.
<img border=«0» width=«355» height=«59» src=«ref-1_1362477975-1191.coolpic» v:shapes="_x0000_i1098">
Находится ток в нормальном режиме:
<img border=«0» width=«276» height=«57» src=«ref-1_1362479166-1074.coolpic» v:shapes="_x0000_i1099">.
Находится ток в послеаварийном режиме:
<img border=«0» width=«241» height=«57» src=«ref-1_1362480240-1032.coolpic» v:shapes="_x0000_i1100">.
По таблице 1.3.18 [1] выбирается ближайшее стандартное сечение. Предварительно принимается кабель трехжильный с алюминиевыми жилами для прокладки в земле марки СШв сечением F= 70мм2, Iдоп. = 245А.

Допустимая токовая нагрузка кабеля при прокладке в воздухе в нормальном режиме:
<img border=«0» width=«200» height=«32» src=«ref-1_1362481272-729.coolpic» v:shapes="_x0000_i1101">.
В послеаварийном режиме:
<img border=«0» width=«292» height=«32» src=«ref-1_1362482001-952.coolpic» v:shapes="_x0000_i1102">.
Результаты расчета сведены в таблицу 12,13.

Схема подключения кабелей показана на рисунке 6 и 7.
табл.11

<img border=«0» width=«436» height=«166» src=«ref-1_1362482953-2014.coolpic» v:shapes="_x0000_i1103">
табл.12

<img border=«0» width=«532» height=«177» src=«ref-1_1362484967-3216.coolpic» v:shapes="_x0000_i1104">




табл.13

<img border=«0» width=«554» height=«273» src=«ref-1_1362488183-3935.coolpic» v:shapes="_x0000_i1105">
Рис.6 Трассы КЛЭП 6 кВ.
<img width=«500» height=«849» src=«ref-1_1362492118-22344.coolpic» v:shapes="_x0000_s1309 _x0000_s1310 _x0000_s1311 _x0000_s1312 _x0000_s1313 _x0000_s1314 _x0000_s1315 _x0000_s1316 _x0000_s1317 _x0000_s1318 _x0000_s1319 _x0000_s1320 _x0000_s1321 _x0000_s1322 _x0000_s1323 _x0000_s1324 _x0000_s1325 _x0000_s1326 _x0000_s1327 _x0000_s1328 _x0000_s1329 _x0000_s1330 _x0000_s1331 _x0000_s1332 _x0000_s1333 _x0000_s1334 _x0000_s1335 _x0000_s1336 _x0000_s1337 _x0000_s1338 _x0000_s1339 _x0000_s1340 _x0000_s1341 _x0000_s1342 _x0000_s1343 _x0000_s1344 _x0000_s1345 _x0000_s1346 _x0000_s1347 _x0000_s1348 _x0000_s1349 _x0000_s1350 _x0000_s1351 _x0000_s1352 _x0000_s1353 _x0000_s1354 _x0000_s1355 _x0000_s1356 _x0000_s1357 _x0000_s1358 _x0000_s1359 _x0000_s1360 _x0000_s1361 _x0000_s1362 _x0000_s1363 _x0000_s1364 _x0000_s1365 _x0000_s1366 _x0000_s1367 _x0000_s1368 _x0000_s1369 _x0000_s1370 _x0000_s1371 _x0000_s1372 _x0000_s1373 _x0000_s1374 _x0000_s1375 _x0000_s1376 _x0000_s1377 _x0000_s1378 _x0000_s1379 _x0000_s1380 _x0000_s1381 _x0000_s1382 _x0000_s1383 _x0000_s1384 _x0000_s1385 _x0000_s1386 _x0000_s1387 _x0000_s1388 _x0000_s1389 _x0000_s1390 _x0000_s1391 _x0000_s1392 _x0000_s1393 _x0000_s1394 _x0000_s1395 _x0000_s1396 _x0000_s1397 _x0000_s1398 _x0000_s1399 _x0000_s1400 _x0000_s1401 _x0000_s1402 _x0000_s1403 _x0000_s1404 _x0000_s1405 _x0000_s1406 _x0000_s1407 _x0000_s1408 _x0000_s1409 _x0000_s1410 _x0000_s1411 _x0000_s1412 _x0000_s1413 _x0000_s1414 _x0000_s1415 _x0000_s1416 _x0000_s1417 _x0000_s1418 _x0000_s1419 _x0000_s1420 _x0000_s1421 _x0000_s1422 _x0000_s1423 _x0000_s1424 _x0000_s1425 _x0000_s1426 _x0000_s1427 _x0000_s1428 _x0000_s1429 _x0000_s1430 _x0000_s1431 _x0000_s1432 _x0000_s1433 _x0000_s1434 _x0000_s1435 _x0000_s1436 _x0000_s1437 _x0000_s1438 _x0000_s1439 _x0000_s1440 _x0000_s1441 _x0000_s1442 _x0000_s1443 _x0000_s1444 _x0000_s1445 _x0000_s1446 _x0000_s1447 _x0000_s1448 _x0000_s1449 _x0000_s1450 _x0000_s1451 _x0000_s1452 _x0000_s1453 _x0000_s1454 _x0000_s1455 _x0000_s1456 _x0000_s1457 _x0000_s1458 _x0000_s1459 _x0000_s1460 _x0000_s1461 _x0000_s1462 _x0000_s1463 _x0000_s1464 _x0000_s1465 _x0000_s1466 _x0000_s1467 _x0000_s1468 _x0000_s1469 _x0000_s1470 _x0000_s1471 _x0000_s1472 _x0000_s1473 _x0000_s1474 _x0000_s1475 _x0000_s1476 _x0000_s1477 _x0000_s1478 _x0000_s1479 _x0000_s1480 _x0000_s1481 _x0000_s1482 _x0000_s1483 _x0000_s1484 _x0000_s1485 _x0000_s1486 _x0000_s1487 _x0000_s1488 _x0000_s1489 _x0000_s1490 _x0000_s1491 _x0000_s1492 _x0000_s1493 _x0000_s1494 _x0000_s1495 _x0000_s1496 _x0000_s1497 _x0000_s1498 _x0000_s1499 _x0000_s1500 _x0000_s1501 _x0000_s1502 _x0000_s1503 _x0000_s1504 _x0000_s1505 _x0000_s1506 _x0000_s1507 _x0000_s1508 _x0000_s1509 _x0000_s1510 _x0000_s1511 _x0000_s1512 _x0000_s1513 _x0000_s1514 _x0000_s1515 _x0000_s1516 _x0000_s1517 _x0000_s1518 _x0000_s1519 _x0000_s1520 _x0000_s1521 _x0000_s1522 _x0000_s1523 _x0000_s1524 _x0000_s1525 _x0000_s1526 _x0000_s1527 _x0000_s1528 _x0000_s1529 _x0000_s1530 _x0000_s1531 _x0000_s1532 _x0000_s1533 _x0000_s1534 _x0000_s1535 _x0000_s1536 _x0000_s1537 _x0000_s1538 _x0000_s1539 _x0000_s1540 _x0000_s1541 _x0000_s1542 _x0000_s1543 _x0000_s1544 _x0000_s1545 _x0000_s1546 _x0000_s1547 _x0000_s1548 _x0000_s1549 _x0000_s1550 _x0000_s1551 _x0000_s1552 _x0000_s1553 _x0000_s1554 _x0000_s1555 _x0000_s1556 _x0000_s1557 _x0000_s1558 _x0000_s1559 _x0000_s1560 _x0000_s1561 _x0000_s1562 _x0000_s1563 _x0000_s1564 _x0000_s1565 _x0000_s1566 _x0000_s1567 _x0000_s1568 _x0000_s1569 _x0000_s1570 _x0000_s1571 _x0000_s1572 _x0000_s1573 _x0000_s1574 _x0000_s1575 _x0000_s1576 _x0000_s1577 _x0000_s1578 _x0000_s1579 _x0000_s1580 _x0000_s1581 _x0000_s1582 _x0000_s1583 _x0000_s1584 _x0000_s1585 _x0000_s1586 _x0000_s1587 _x0000_s1588 _x0000_s1589 _x0000_s1590 _x0000_s1591 _x0000_s1592 _x0000_s1593 _x0000_s1594 _x0000_s1595 _x0000_s1596 _x0000_s1597 _x0000_s1598 _x0000_s1599 _x0000_s1600 _x0000_s1601 _x0000_s1602 _x0000_s1603 _x0000_s1604 _x0000_s1605 _x0000_s1606 _x0000_s1607 _x0000_s1608 _x0000_s1609 _x0000_s1610 _x0000_s1611 _x0000_s1612 _x0000_s1613 _x0000_s1614 _x0000_s1615 _x0000_s1616 _x0000_s1617 _x0000_s1618 _x0000_s1619 _x0000_s1620 _x0000_s1621 _x0000_s1622 _x0000_s1623 _x0000_s1624 _x0000_s1625 _x0000_s1626 _x0000_s1627 _x0000_s1628 _x0000_s1629 _x0000_s1630 _x0000_s1631 _x0000_s1632 _x0000_s1633">
Рис.7 Трассы КЛЭП 0,4 кВ.

    продолжение
--PAGE_BREAK--7. Расчёт токов короткого замыкания


Коротким замыканием (К. З.) называется всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой и землей, при котором токи в аппаратах и проводниках, примыкающих к месту присоединения резко возрастают, превышая, как правило, расчетные значения нормального режима.

Основной причиной нарушения нормального режима работы систем электроснабжения является возникновения К.З. в сети или в элементах электрооборудования. Расчетным видом К.З. для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное К. З.

Расчет токов К.З. с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов электроснабжения сложен.

Поэтому вводятся допущения, которые не дают существенных погрешностей: Не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников;

Трехфазная сеть принимается симметричной;

Не учитываются токи нагрузки;

Не учитываются емкостные токи в ВЛЭП и в КЛЭП;

Не учитывается насыщение магнитных систем;

Не учитываются токи намагничивания трансформаторов.


7.1 Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000В


Расчет токов короткого замыкания в установках напряжением выше 1000 В имеет ряд особенностей:

Активные элементы систем электроснабжения не учитывают, если выполняется условие r< (x/3), где rи x-суммарные сопротивления элементов СЭС до точки К. З.

При определении тока К.З. учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения.

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей по условиям короткого замыкания, с целью обеспечения системы электроснабжения надежным в работе электрооборудованием.

Для расчета токов К.З. составляем расчетную схему и на её основе схему замещения. Расчет токов К.З. выполняется в относительных единицах.

Принципиальная схема для расчета токов КЗ. и схема замещения представлена на рисунке 8.

Базисные условия: Sб=1000 МВА, Uб1=115 кВ, Uб2=10,5 кВ.

Базисный ток определяем из выражения
<img border=«0» width=«239» height=«53» src=«ref-1_1362514462-982.coolpic» v:shapes="_x0000_i1106">кА.

<img border=«0» width=«255» height=«55» src=«ref-1_1362515444-1036.coolpic» v:shapes="_x0000_i1107"> кА.

Сопротивление системы: Хс=<img border=«0» width=«149» height=«48» src=«ref-1_1362516480-727.coolpic» v:shapes="_x0000_i1108">
Точка К-1
Сопротивление воздушной линии, приведенное к базисным условиям
<img border=«0» width=«333» height=«56» src=«ref-1_1362517207-1185.coolpic» v:shapes="_x0000_i1109">;
Х0-удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км.

l-длина линии, км; Uб — среднее напряжение;

Сопротивления системы до точки К-1
ХК1=Хс+ХВЛ=0,1255+0,143=0,2685;
Начальное значение периодической составляющей тока в точке К-1:
<img border=«0» width=«308» height=«52» src=«ref-1_1362518392-1132.coolpic» v:shapes="_x0000_i1110"> кА.
Принимаем значение ударного коэффициента kуд=1,8, тогда значение ударного тока
<img border=«0» width=«356» height=«32» src=«ref-1_1362519524-961.coolpic» v:shapes="_x0000_i1111"> кА.
Где Куд — ударный коэффициент тока К. З.2.45 [2] по таблице, кА.

I”по (к-1) — начальное действующее значение периодической составляющей, кА.

Мощность короткого замыкания:
<img border=«0» width=«247» height=«55» src=«ref-1_1362520485-1140.coolpic» v:shapes="_x0000_i1112">МВА.




<img width=«599» height=«854» src=«ref-1_1362521625-20347.coolpic» v:shapes="_x0000_s1634 _x0000_s1635 _x0000_s1636 _x0000_s1637 _x0000_s1638 _x0000_s1639 _x0000_s1640 _x0000_s1641 _x0000_s1642 _x0000_s1643 _x0000_s1644 _x0000_s1645 _x0000_s1646 _x0000_s1647 _x0000_s1648 _x0000_s1649 _x0000_s1650 _x0000_s1651 _x0000_s1652 _x0000_s1653 _x0000_s1654 _x0000_s1655 _x0000_s1656 _x0000_s1657 _x0000_s1658 _x0000_s1659 _x0000_s1660 _x0000_s1661 _x0000_s1662 _x0000_s1663 _x0000_s1664 _x0000_s1665 _x0000_s1666 _x0000_s1667 _x0000_s1668 _x0000_s1669 _x0000_s1670 _x0000_s1671 _x0000_s1672 _x0000_s1673 _x0000_s1674 _x0000_s1675 _x0000_s1676 _x0000_s1677 _x0000_s1678 _x0000_s1679 _x0000_s1680 _x0000_s1681 _x0000_s1682 _x0000_s1683 _x0000_s1684 _x0000_s1685 _x0000_s1686 _x0000_s1687 _x0000_s1688 _x0000_s1689 _x0000_s1690 _x0000_s1691 _x0000_s1692 _x0000_s1693 _x0000_s1694 _x0000_s1695 _x0000_s1696 _x0000_s1697 _x0000_s1698 _x0000_s1699 _x0000_s1700 _x0000_s1701 _x0000_s1702 _x0000_s1703 _x0000_s1704 _x0000_s1705 _x0000_s1706 _x0000_s1707 _x0000_s1708 _x0000_s1709 _x0000_s1710 _x0000_s1711 _x0000_s1712 _x0000_s1713 _x0000_s1714 _x0000_s1715 _x0000_s1716 _x0000_s1717 _x0000_s1718 _x0000_s1719 _x0000_s1720 _x0000_s1721 _x0000_s1722 _x0000_s1723 _x0000_s1724 _x0000_s1725 _x0000_s1726 _x0000_s1727 _x0000_s1728 _x0000_s1729 _x0000_s1730 _x0000_s1731 _x0000_s1732 _x0000_s1733 _x0000_s1734 _x0000_s1735 _x0000_s1736 _x0000_s1737 _x0000_s1738 _x0000_s1739 _x0000_s1740 _x0000_s1741 _x0000_s1742 _x0000_s1743 _x0000_s1744 _x0000_s1745 _x0000_s1746 _x0000_s1747">
Рис.8 Электрическая схема и схема замещения для расчёта токов КЗ.




Точка К-2.

Точка К-2 расположена на напряжении 10 кВ.

Сопротивление силового трансформатора на ППЭ:

Трансформатор типа ТРДН-25000/110 с расщепленной обмоткой Н. Н.
<img border=«0» width=«383» height=«53» src=«ref-1_1362541972-1281.coolpic» v:shapes="_x0000_i1113">.

<img border=«0» width=«356» height=«53» src=«ref-1_1362543253-1281.coolpic» v:shapes="_x0000_i1114">
К сопротивлениям до точки К1 прибавляется сопротивление трансформатора.
ХК2=ХК1+Хтр=0,2685+ (0,525+7,35) =8,1135
Ток короткого замыкания от системы:
<img border=«0» width=«368» height=«55» src=«ref-1_1362544534-1085.coolpic» v:shapes="_x0000_i1115">кА.
В этой точке необходимо учитывать подпитку тока КЗ от синхронного двигателя. Определяется сопротивление подпитывающей цепочки. Сопротивление кабельной линии от двигателей ЦЕХа14 до ППЭ
<img border=«0» width=«339» height=«56» src=«ref-1_1362545619-1317.coolpic» v:shapes="_x0000_i1116">;
Сопротивление двигателя:
<img border=«0» width=«235» height=«53» src=«ref-1_1362546936-987.coolpic» v:shapes="_x0000_i1117">;
Х”d — сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя

Сопротивления Хкл1 приводятся к параметрам двигателя.
<img border=«0» width=«308» height=«55» src=«ref-1_1362547923-1083.coolpic» v:shapes="_x0000_i1118">
Ток подпитки от синхронного двигателя
<img border=«0» width=«436» height=«55» src=«ref-1_1362549006-1463.coolpic» v:shapes="_x0000_i1119">кА.

<img border=«0» width=«399» height=«55» src=«ref-1_1362550469-1368.coolpic» v:shapes="_x0000_i1120"> кА.

<img border=«0» width=«351» height=«32» src=«ref-1_1362551837-932.coolpic» v:shapes="_x0000_i1121"> кА.
Принимаем значение ударного коэффициента kуд=1,93, тогда значение ударного тока
<img border=«0» width=«335» height=«32» src=«ref-1_1362552769-1005.coolpic» v:shapes="_x0000_i1122"> кА.
Мощность короткого замыкания:
<img border=«0» width=«295» height=«29» src=«ref-1_1362553774-876.coolpic» v:shapes="_x0000_i1123">МВА.
Точка К-3.

Определяется периодическая составляющая тока короткого замыкания в точке К-3.

Сопротивление кабельной линии от шин РУНН ППЭ до РП:
F=240<img border=«0» width=«33» height=«21» src=«ref-1_1362554650-219.coolpic» v:shapes="_x0000_i1124">l=0.175км; Х0=0,071 Ом/км.

<img border=«0» width=«387» height=«59» src=«ref-1_1362554869-1454.coolpic» v:shapes="_x0000_i1125">

ХК3=ХК2+ХКЛ=8,1135+0,0626=8,1761;

<img border=«0» width=«265» height=«56» src=«ref-1_1362556323-1003.coolpic» v:shapes="_x0000_i1126"> кА.
Для проверки выключателя на отходящих линиях от РП, вводного выключателя при К.З. за выключателями необходимо знать подпитку от двигателей.

Ток подпитки от двигателей:

Сопротивление кабельной линии от двигателей ЦЕХа12 (двигатели 6кВ) до ППЭ
<img border=«0» width=«339» height=«56» src=«ref-1_1362557326-1248.coolpic» v:shapes="_x0000_i1127">;
Сопротивление двигателя:
<img border=«0» width=«235» height=«53» src=«ref-1_1362546936-987.coolpic» v:shapes="_x0000_i1128">;
Х”d — сверхпереходное индуктивное сопротивление двигателя

Сопротивления Хкл1 приводятся к параметрам двигателя.
<img border=«0» width=«316» height=«55» src=«ref-1_1362559561-1023.coolpic» v:shapes="_x0000_i1129">
Ток подпитки от синхронного двигателя
<img border=«0» width=«436» height=«55» src=«ref-1_1362549006-1463.coolpic» v:shapes="_x0000_i1130">кА.

<img border=«0» width=«408» height=«55» src=«ref-1_1362562047-1350.coolpic» v:shapes="_x0000_i1131"> кА.
Полный ток короткого замыкания
<img border=«0» width=«144» height=«29» src=«ref-1_1362563397-371.coolpic» v:shapes="_x0000_i1132">=11,2+19,15=30,35 кА;
Приняв ударный коэффициент kуд=1,93, получаем ударный ток К. З.
<img border=«0» width=«352» height=«32» src=«ref-1_1362563768-1062.coolpic» v:shapes="_x0000_i1133"> кА.
Мощность короткого замыкания:
<img border=«0» width=«311» height=«29» src=«ref-1_1362564830-934.coolpic» v:shapes="_x0000_i1134">МВА
Точка К-4

Определяется ток К.З. в точке К-4.

Для практических расчетов принято считать, что всё, находящееся выше шин ВН ТП есть система с бесконечной мощностью (Sс=¥; хс =0).

Расчет производится в именованных единицах для ТП-5 (ЦЕХ5)

Сопротивление трансформаторов ТМЗ-1600/6 таблица 2.50 [2]:
Rт=1 МОм; Хт=5,4 МОм;
Сопротивление трансформатора тока таблица 2.49 [2]:
Rт. т=2,7 МОм Хт, т=1,7 МОм;
Для определения сечения шинопровода находится расчетный ток в ПАР:
<img border=«0» width=«261» height=«57» src=«ref-1_1362565764-1115.coolpic» v:shapes="_x0000_i1135">А.
Выбирается сечение шин:
<img border=«0» width=«76» height=«56» src=«ref-1_1362566879-354.coolpic» v:shapes="_x0000_i1136">;
где Ip-расчетный ток в аварийном режиме; Jэк — экономическая плотность тока Jэк=1 А/мм2.
<img border=«0» width=«156» height=«47» src=«ref-1_1362567233-592.coolpic» v:shapes="_x0000_i1137">мм2.
Выбираются шины прямоугольного сечения 80х8 с Iдоп. =1320 А. с двумя полосами на фазу длина шины 4м.

Сопротивление шин (R0=0.055 мОм/м Х0=0,126 мОм/м):
Rшин=0,11 мОм; Хшин=0,252мОм
Сопротивление автоматического выключателя: Rавт=0,13 мОм; Хавт=0,07 мОм. Результирующее сопротивление схемы замещения до точки K-4:
<img border=«0» width=«539» height=«31» src=«ref-1_1362567825-719.coolpic» v:shapes="_x0000_i1138">

<img border=«0» width=«507» height=«35» src=«ref-1_1362568544-1355.coolpic» v:shapes="_x0000_i1139"> мОм.
Ток короткого замыкания:
<img border=«0» width=«321» height=«53» src=«ref-1_1362569899-1178.coolpic» v:shapes="_x0000_i1140"> кА.
Ударный коэффициент kуд=1,4 — для установок до 1000В.
<img border=«0» width=«360» height=«32» src=«ref-1_1362571077-1009.coolpic» v:shapes="_x0000_i1141"> кА.
Мощность короткого замыкания:
<img border=«0» width=«351» height=«29» src=«ref-1_1362572086-1110.coolpic» v:shapes="_x0000_i1142">
Значение токов короткого замыкания по цементному заводу.
Таблица 8.



    продолжение
--PAGE_BREAK--7.2 Проверка КЛЭП на термическую стойкость


Определим минимальное сечение кабеля, по условиям термической стойкости, для точки К-2
<img border=«0» width=«395» height=«52» src=«ref-1_1362573196-1248.coolpic» v:shapes="_x0000_i1143"> мм2
где С — тепловая функция, для кабелей 6 кВ с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией С=85 А. с2/мм2.

Определим минимальное сечение кабеля, по условиям термической стойкости, для точки К-3
<img border=«0» width=«392» height=«52» src=«ref-1_1362574444-1280.coolpic» v:shapes="_x0000_i1144"> мм2
По режиму К.З. при напряжении выше 1 кВ не проверяются:

1. Проводники, защищенные плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа.

2. Проводники в цепях к индивидуальным электроприемникам, в том числе к цеховым трансформаторам общей мощностью до 2,5 МВА и с высшим напряжением до 20 кВ, если соблюдены одновременно следующие условия:

в электрической или технологической части предусмотрена необходимая степень резервирования, выполненного так, что отключение указанных электроприемников не вызывает расстройства технологического процесса;

повреждение проводника при КЗ не может вызвать взрыва или пожара возможна замена проводника без значительных затруднений.

3. проводники к индивидуальным электроприемникам, указанным в пункте 2, а также к отдельным небольшим распределительным пунктам, если такие электроприемники и распределительные пункты являются неответственными по своему назначению и если для них выполнено хотя бы только условие приведенное в пункте 2.2.

в остальных случаях сечение проводников надо увеличить до минимального сечения, удовлетворяющего условию термической стойкости.

Так как в нашем случае выполняются все выше изложенные условия в пунктах 1,2 и 3, то сечения проводников увеличивать не будем

8. Выбор и проверка элементов


Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в трех основных режимах: в длительном режиме, в режиме перегрузки и в режиме короткого замыкания.

В длительном режиме надежная работа аппаратов и других устройств электрических установок обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых ещё гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса прочности.

В режиме короткого замыкания надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств по условиям термической и электродинамической стойкости. Для выключателей, предохранителей и выключателей нагрузки добавляется условие выбора по отключающей способности.

При выборе аппаратов и параметров токоведущих частей следует обязательно учитывать род установки, температуру окружающей среды, влажность и загрязненность её и высоту установки аппаратов над уровнем моря.


8.1 Выбор оборудования 110 кВ


Максимальный рабочий ток:
<img border=«0» width=«237» height=«56» src=«ref-1_1362575724-983.coolpic» v:shapes="_x0000_i1145"> А.


8.1.1 Выбор разъединителя УВН ППЭ
Разъединитель — это коммутационный аппарат, предназначенный для коммутации цепи без тока. Основное назначение разъединителя создание надежного видимого разрыва цепи для обеспечения безопасного проведения ремонтных работ на оборудовании и токоведущих частях электроустановок. Прежде чем оперировать разъединителем, цепь должна быть отключена выключателем. Во включенном положении разъединитель надежно, без каких-либо повреждений, выдерживает токи К. З.

Намечаем разъединитель РНДЗ1а — 110/1000 У1.

Определяется тепловой импульс при токе К. З.
<img border=«0» width=«284» height=«28» src=«ref-1_1362576707-767.coolpic» v:shapes="_x0000_i1146">с.
Вк — тепловой импульс.
<img border=«0» width=«461» height=«32» src=«ref-1_1362577474-1379.coolpic» v:shapes="_x0000_i1147">
Таблица 9.



Окончательно выбираем разъединитель РНДЗ1а-110/1000 У1 с приводом типа ПР-У1 или ПД-5У1.


    продолжение
--PAGE_BREAK--8.2 Выбор оборудования 6 кВ8.2.1 Выбор ячеек РУНН ГПП (6кВ)
Максимальный рабочий ток:
<img border=«0» width=«255» height=«57» src=«ref-1_1362579785-1084.coolpic» v:shapes="_x0000_i1152"> А.
РУНН ППЭ комплектуются из шкафов типа КРУ. Приняты к установке шкафы типа К-104 производится на примере вводной ячейки с выключателем ВЭ.
Таб.10.



Выбор сборных шин не производится, т.к. они комплектуются вместе с ячейками.


8.2.2 Выключатель ввода и межсекционный на ППЭ
Ячейки К-104 комплектуются выключателем типа ВЭ.

Намечаем выключатель ВЭ-6-40/1600У3
Таблица 11.



Где <img border=«0» width=«447» height=«32» src=«ref-1_1362581801-1247.coolpic» v:shapes="_x0000_i1157">
Окончательно принимаем выключатель марки ВЭ-6-40/1600У3 так как он удовлетворяет условию выбора.


8.2.3 Выключатель на отходящей линии
В качестве примера выбирается выключатель на отходящей линии то ППЭ до ТП2. Расчетный ток Iр=172 А.

Намечаем выключатель ВЭ-6-40/1600У3
Таблица 12.



Где <img border=«0» width=«477» height=«32» src=«ref-1_1362583980-1440.coolpic» v:shapes="_x0000_i1162">
Окончательно принимаем выключатель марки ВЭ-6-40/1600У3 так как он удовлетворяет условию выбора.

На отходящей от шин РУНН ППЭ кабельных линиях установлены выключатель марки ВЭ-6-40/1600У3.


    продолжение
--PAGE_BREAK--8.3 Выбор автоматического выключателя на 0,4кВ


Для установки на РУ-0,4кВ в качестве вводного и секционного выключателей предусматривается выключатель типа “ Электрон“:

Максимальный рабочий ток потребляемый ТП-5:
<img border=«0» width=«268» height=«59» src=«ref-1_1362585420-1116.coolpic» v:shapes="_x0000_i1163"> А.
Намечаем автоматический выключатель Э25 с Iн=2500 А с полупроводниковым расцепителем.
Таблица 13.



В зоне перегрузки установка срабатывания расцепителя:
I/Iн=1,25;

Iрасц. пер=1,25·Iн=1,25·2500=3125 А.
В зоне К.З. установка срабатывания расцепителя:
I/Iн=3;

Iрасц.К.З. =3·Iн=3·2500=7500 А.

Iпик=1,5·Iр. мах. =1,5·2485=3727,5А.
Окончательно выбираем автоматический выключатель Э25.



8.4 Выбор измерительных трансформаторов8.4.1 Выбор трансформатора тока на вводах 6 кВ ППЭ
Выбор трансформатора тока производится по номинальному току, номинальному напряжению нагрузке вторичной цепи. Предварительно принимается трансформатор тока ТШЛ-10У3:

Iн2=5А; z2=1,2 Ом; класс точности 0,5 [6].

Определяется сечение проводов:

Расчетное сопротивление приборов:
<img border=«0» width=«103» height=«56» src=«ref-1_1362586536-492.coolpic» v:shapes="_x0000_i1164">
где I2н — ток вторичной цепи, А
Таб.14.



Определим расчетное сопротивление нагрузки:
r2 расч = rå приб + rпров + rконт, <img border=«0» width=«211» height=«59» src=«ref-1_1362587028-883.coolpic» v:shapes="_x0000_i1165"> Ом.
rконт=0,1 Ом. — сопротивление контактов. [2]
Определим допустимое сопротивление проводов.
rпров=z2н-rприб-rконт=1,2-0,36-0,1=0,74 Ом.
Сечение провода:
<img border=«0» width=«215» height=«57» src=«ref-1_1362587911-978.coolpic» v:shapes="_x0000_i1166">мм2,
где ρ = 0,028 Ом·мм2/м — удельное сопротивление алюминия, lp=20м.

Принимаем стандартное сечение F=4 мм2 по условию механической прочности.
<img border=«0» width=«260» height=«56» src=«ref-1_1362588889-894.coolpic» v:shapes="_x0000_i1167">Ом.
Расчетное сопротивление нагрузки вторичной цепи
r2расч=0,36+0,1+0,14=0,6 Ом.
Таблица 15.
    продолжение
--PAGE_BREAK--Окончательно принимаем к установке трансформаторы тока марки: ТШЛ-10У3. Схема подключения приборов к трансформатору тока приведена на рисунке 10.
8.4.2 Выбор трансформаторов напряжения на РУ НН ППЭ
Трансформатор напряжения предназначен для питания цепей напряжения измерительных приборов и релейной защиты и автоматики.

На каждой полусекции шин предполагается установка трансформатора типа НАМИ-6-66У3.

Для выбора трансформатора напряжения необходимо рассчитать нагрузку вторичной цепи (таб16). Условия проверки приведены в таб.17.
Таб.16.



Проверка трансформатора напряжения.
Таб.17.



Окончательно принимаем к установке трансформаторы напряжения типа НАМИ-6-66У3.
<img border=«0» width=«418» height=«287» src=«ref-1_1362590776-2256.coolpic» v:shapes="_x0000_i1171">

Рис 10. Схема подключения измерительных приборов.

9. Релейная защита


В электрических сетях промышленных предприятий возможно возникновение повреждений, нарушающих нормальную работу электроустановок. Наиболее распространенными и опасными видами повреждений являются короткие замыкания, к ненормальным режимам относятся перегрузки. Повреждения и ненормальные режимы могут привести к аварии всей СЭС или ее части, сопровождающейся недоотпуском электроэнергии или разрушением основного электрооборудования.

Предотвратить возникновение аварий можно путем быстрого отключения поврежденного элемента или участка сети. Для этой цели электрические установки снабжают автоматически действующими устройствами релейной защиты (РЗ), являющейся одним из видов послеаварийной автоматики. РЗ может быть предназначена для сигнализации о нарушениях в сетях. При повреждении в цепи РЗ выявляет поврежденный участок и отключает его, воздействуя на коммутационные аппараты. При ненормальных режимах (недлительные перегрузки, замыкание фазы на землю в сетях с изолированной нейтралью, понижение уровня масла в расширителе трансформатора и т.д.), РЗ действует на сигнал. На подстанциях без постоянного обслуживающего персонала те же защиты действуют на отключение, но обязательно с выдержкой времени.

Основными требованиями к РЗ являются:

быстродействие;

селективность;

чувствительность;

надежность.

Для трансформаторов ППЭ предусматриваются устройства РЗ от многофазных КЗ в обмотках и на выводах, присоединенных к сетям с глухо — заземленной нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках, токов в обмотке при внешних КЗ и перегрузках, понижение уровня масла в трансформаторах.

Газовая защита реагирует на образование газов, сопровождающих повреждения внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключателя отпаек устройства РПН, при чрезмерном понижении уровня масла.

В качестве реле защиты используется газовое реле. При наличии двух контактов газового реле защита действует на сигнал или отключение. В соответствии с [1] предусмотрена возможность перевода действия отключающего контакта газового реле на сигнал и выполнение раздельной сигнализации от сигнального или отключающего контактов реле.

Газовая защита устанавливается на трансформаторы ППЭ и на внутрицеховые трансформаторы мощностью 630 кВ и более.

Применяется реле типа РГУЗ — 66. Характер повреждения устанавливают по цвету газа.

Продольная дифференциальная защита действует без выдержки времени на отключение поврежденного трансформатора от неповрежденной части энергосистемы с помощью выключателей. Продольная защита осуществляется с помощью реле тока, обладающим улучшенной отстройкой от бросков тока намагничивания, переходных и установившихся токов небаланса. Дифзащита трансформатора с реле ДЗТ — 11 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока, установленным на стороне низшего напряжения силового трансформатора.


    продолжение
--PAGE_BREAK--9.1 Дифференциальная защита трансформатора


Производится расчет ППЭ, выполненный с реле ДЗТ — 11. Трансформатор ТРДН — 25000/ 110:

Определяются первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, с соответствующей его номинальной стоимостью:
<img border=«0» width=«119» height=«57» src=«ref-1_1362593032-544.coolpic» v:shapes="_x0000_i1172">;
где Sн. т — номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА.

Uср — номинальное напряжение обмотки трансформатора, кВ.
<img border=«0» width=«272» height=«57» src=«ref-1_1362593576-1056.coolpic» v:shapes="_x0000_i1173">.

<img border=«0» width=«311» height=«57» src=«ref-1_1362594632-1221.coolpic» v:shapes="_x0000_i1174">
Применяются трансформаторы тока с коэффициентом трансформации 300/5 и 1500/5.

Определяется соответствующие вторичные токи в плечах защиты:
<img border=«0» width=«100» height=«53» src=«ref-1_1362595853-430.coolpic» v:shapes="_x0000_i1175">
где nт. т — коэффициент трансформации трансформатора тока;

kсх — коэффициент схемы.
<img border=«0» width=«268» height=«56» src=«ref-1_1362596283-990.coolpic» v:shapes="_x0000_i1176">, <img border=«0» width=«253» height=«53» src=«ref-1_1362597273-1016.coolpic» v:shapes="_x0000_i1177">
Выбирается сторона, к трансформатору тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку. На трансформаторах с расщепленной обмоткой — на сумму токов, установленных в цепи каждой из расщепленных обмоток.

Определяется ориентировочное значение первичного тока срабатывания защиты без учета I”н. б. расч, исходя из принятого места установки тормозной обмотки.

Если тормозная обмотка включена на сумму токов, то выбор Iс. з. производится по условию отстройки от броска тока намагничивания.
<img border=«0» width=«97» height=«25» src=«ref-1_1362598289-350.coolpic» v:shapes="_x0000_i1178">
где kн — коэффициент отстройки от Iн для реле ДЗТ-11 kн=1,5 [2]
<img border=«0» width=«276» height=«25» src=«ref-1_1362598639-825.coolpic» v:shapes="_x0000_i1179">
Ток срабатывания реле на основной стороне:
<img border=«0» width=«87» height=«37» src=«ref-1_1362599464-292.coolpic» v:shapes="_x0000_i1180">;
где kсх=<img border=«0» width=«24» height=«24» src=«ref-1_1362599756-219.coolpic» v:shapes="_x0000_i1181">, так как трансформаторы тока соединены в треугольник.
<img border=«0» width=«180» height=«42» src=«ref-1_1362599975-414.coolpic» v:shapes="_x0000_i1182">
Определяется число витков рабочих обмоток реле, включенных в плечо защиты с основной стороны.
<img border=«0» width=«199» height=«46» src=«ref-1_1362600389-456.coolpic» v:shapes="_x0000_i1183">витка.
Принимается wосн=18 витков (110кВ) wосн=wраб.

Расчетное число витков обмотки реле, включаемых с не основной стороны (6кВ)
<img border=«0» width=«300» height=«52» src=«ref-1_1362600845-983.coolpic» v:shapes="_x0000_i1184">.
Принятое число витков обмотки НТТ реле для не основной стороны:
w1 ур=w2ур=17 витков.
Для определения числа витков тормозной обмотки реле вычисляется максимальный ток небаланса при внешнем К.З. на шинах 6кВ по формуле:
<img border=«0» width=«373» height=«32» src=«ref-1_1362601828-952.coolpic» v:shapes="_x0000_i1185">
где Ка — коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей, Ка=1;

Кодн — коэффициент однотипности ТТ, Кодн=1;

Е — относительная погрешность ТТ Е=0,1;

ΔUрег — погрешность, обусловленная переключением РПН? Uрег=0,5·Д=8,01%,

Д — диапазон регулирования для ТРДН-25000/110 Д=16,02.
<img border=«0» width=«259» height=«48» src=«ref-1_1362602780-559.coolpic» v:shapes="_x0000_i1186">

<img border=«0» width=«407» height=«28» src=«ref-1_1362603339-1199.coolpic» v:shapes="_x0000_i1187">
Число витков тормозной обмотки:
<img border=«0» width=«261» height=«59» src=«ref-1_1362604538-896.coolpic» v:shapes="_x0000_i1188">;
где Iторм — первичный тормозной ток при К.З., кА.

Tgλ=0,75 для реле ДЗТ-11.
<img border=«0» width=«259» height=«51» src=«ref-1_1362605434-1109.coolpic» v:shapes="_x0000_i1189">витка.
Согласно стандартного ряда [8] число витков тормозной обмотки для ДЗТ-11 выбирается wт=5.

Коэффициент чувствительности при К.З. в зоне действия, когда ток К.З. проходит через ТТ стороны 110 кВ и торможение отсутствует.
<img border=«0» width=«93» height=«63» src=«ref-1_1362606543-479.coolpic» v:shapes="_x0000_i1190">
Где <img border=«0» width=«48» height=«32» src=«ref-1_1362607022-285.coolpic» v:shapes="_x0000_i1191">-ток в обмотке реле ДЗТ при условии, что он проходит по ТТ только одной стороны.

Iс. р. — ток срабатывания реле, соответствующий числу витков первичной обмотки НТТ ДЗТ.
<img border=«0» width=«363» height=«57» src=«ref-1_1362607307-1424.coolpic» v:shapes="_x0000_i1192">
Ток срабатывания реле ДЗТ при выбранном числе витков обмотки на стороне 110 кВ wосн. =18.
<img border=«0» width=«143» height=«48» src=«ref-1_1362608731-699.coolpic» v:shapes="_x0000_i1193">;
Коэффициент чувствительности равен:
<img border=«0» width=«132» height=«51» src=«ref-1_1362609430-676.coolpic» v:shapes="_x0000_i1194">
Данное значение Кч больше чем должно быть, согласно [1] Кч=2, следовательно защита удовлетворяет требованиям.


9.2 Защита от токов внешних многофазных КЗ


Защита предназначена для отключения внешних многофазных КЗ при отказе защиты или выключателя смежного поврежденного элемента, а также для выполнения функций ближнего резервирования по отношению к основным защитам трансформатора (дифференциальной и газовой). В качестве защиты от токов внешних многофазных КЗ используются:

токовые защиты шин секций распределительных устройств низшего и среднего напряжений, подключенных к соответствующим выводам трансформатора;

максимальная токовая защита с пуском напряжения, устанавливаемая на стороне высшего напряжения защищаемого трансформатора.

Основным условием является [4].
<img border=«0» width=«228» height=«56» src=«ref-1_1362610106-737.coolpic» v:shapes="_x0000_i1195">

<img border=«0» width=«229» height=«55» src=«ref-1_1362610843-1084.coolpic» v:shapes="_x0000_i1196">
Определяется ток срабатывания защиты:
<img border=«0» width=«375» height=«56» src=«ref-1_1362611927-1278.coolpic» v:shapes="_x0000_i1197">.
Определяется коэффициент чувствительности:
<img border=«0» width=«339» height=«57» src=«ref-1_1362613205-1298.coolpic» v:shapes="_x0000_i1198">;
Если Кч >1,5, то по [1] защита выполняется без пуска по U. Применяются к установке реле типа РТ-40. Время срабатывания выбирается из условий селективности защищаемого объекта.


    продолжение
--PAGE_BREAK--9.3 Защита от токов перегрузки


На трансформаторах номинальной мощности 400кВА и более, подверженных перегрузке, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени. Защита устанавливается на двухобмоточных трансформаторах с односторонним питанием — на стороне питания и на стороне обмотки меньшей мощности. Для двухобмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками 10 (6) кВ установка защиты обязательна на каждой части расщепленной обмотки.

Продолжительность срабатывания защиты должна быть выбрана примерно на 30% больше продолжительности пуска или самозапуска двигателей, получающих питание от защищаемого трансформатора, если эти

процессы приводят к перегрузке трансформатора.



9.4 Защита линий 6кВ


Для кабельных линий и токопроводов предусматривается устройства релейной защиты от междуфазных замыканий, а также устройства сигнализации, действующее при однофазных замыканиях на землю. Защита от многофазных замыканий действует на отключение выключателей. Применяется максимальная токовая защита и отсечка.

9.5 Защита синхронных двигателей.

Для синхронных электродвигателей напряжением 6кВ предусматриваются защиты от многофазных замыканий на линейных выводах и на обмотке статора, однофазных замыканий на землю, токов перегрузки, потери питания и понижение напряжения, синхронного режима.

Защита от многофазных замыканий действует на автомат питания поля.

Для электродвигателей номинальной мощностью до 4000кВт применяется токовая двухрелейная отсечка без выдержки времени с реле, включенными на фазные токи.

Для двигателей номинальной мощностью 4000кВт и более применяется продольная дифзащита без выдержки времени. Для токов отсечек применяется реле типа РТ-40.

В дифференциальной токовой защите используется реле типа ДЗТ-11. Тормозная обмотка реле включается в плечо дифференциальной защиты со стороны нулевых выводов обмотки статора. Этим обеспечивается минимальное торможение при внутренних повреждениях двигателя.

Установка защиты двигателей от однофазных замыканий на землю считается обязательной при токе замыкания на землю 5А и более. Эта защита действует на отключение и включение АПП. Применяется токовая защита нулевой последовательности с реле типа РТЗ-51, с трансформаторами тока.

Защита от токов перегрузки устанавливается в том случае, когда возможны перегрузки по технологическим причинам. Защита выполняется на сигнал. Применяется МТЗ в однорелейном исполнении, с реле РТ-40.

На всех синхронных двигателях предусмотрена защита от асинхронного режима и она действует на схему, предусматривающую рассинхронизацию с автоматической разгрузкой механизма до такого уровня, при котором обеспечивается втягивание двигателя в синхронизм, отключение двигателя при неуспешной рассинхронизации.

В качестве защиты от потерь питания используется одно, двух или трехступенчатая защита минимального напряжения. Используется реле РН-50.

10. Оперативный ток на ППЭ


Системы оперативного тока — это совокупность источников питания, кабельных линий, шин питания переключающих устройств и других элементов оперативных цепей составляют систему оперативного тока.

К системам оперативного тока предъявляются требования высокой надежности при КЗ и других ненормальных режимах в цепях главного тока.

Применяются следующие системы оперативного тока на подстанциях:

постоянный оперативный ток — система питания оперативных цепей, в которой в качестве источников питания используются аккумуляторные батареи.

переменный оперативный ток — система питания оперативных цепей, в которых в качестве основных источников питания используются измерительные трансформаторы тока, защищаемых присоединений, измерительные трансформаторы напряжения, трансформаторы собственных нужд.

выпрямленный оперативный ток — система питания оперативных цепей переменным током, в которой переменный ток преобразуется в постоянный с помощью блоков питания и выпрямительных силовых устройств.

смешанная система оперативных токов — система питания оперативных цепей, при которой используются разные системы оперативного тока.

Для ППЭ агломерационной фабрики применяются системы с выпрямленным оперативным током. Так как согласно [2] такие системы должны применяться

на подстанциях 35-22/6-110кВ без выключателей на стороне высшего напряжения.

Система оперативного тока на подстанциях служит для питания:

цепей электромагнитов включения выключателей;

цепей управления, защиты, сигнализации, блокировки;

приборов измерения и контроля изоляции.

Система должна обеспечивать надежное питание при любых КЗ, как удаленных трехфазных и любых несимметричных, так и при близких трехфазных.

11. Самозапуск электродвигателей


Самозапуск заключается в том, что при восстановлении электроснабжения после его кратковременного нарушения электродвигатели автоматически восстанавливают свой нормальный режим работы. Отличительные особенности самозапуска по сравнению с обычным пуском:

Одновременно пускается группа электродвигателей;

В момент восстановления электроснабжения и начала самозапуска часть, или все электродвигатели вращаются с некоторой скоростью;

Самозапуск обычно происходит под нагрузкой.

При кратковременном нарушении электроснабжения самозапуск допустим как для самих механизмов, так и для электродвигателей.

Если невозможно обеспечить самозапуск двигателей, то в первую очередь необходимо обеспечить самозапуск для ответственных механизмов, отключение которых необходимо.

Расчет самозапуска синхронных двигателей:

В цехе №14 установлены 4х1600 СД. Из справочника выбираем двигатель СТД-1600 — 23УХП-4.
Таб.18.



Cosφ=0.9; n=3000 об/мин.; электромеханическая постоянная времени механизма и двигателя определяется:
<img border=«0» width=«96» height=«56» src=«ref-1_1362615956-523.coolpic» v:shapes="_x0000_i1205">;
где no — синхронное число оборотов в минуту.

Рн — номинальная мощность двигателя, кВт.
<img border=«0» width=«215» height=«52» src=«ref-1_1362616479-1004.coolpic» v:shapes="_x0000_i1206">
Выбор определяется по формуле:
<img border=«0» width=«255» height=«53» src=«ref-1_1362617483-896.coolpic» v:shapes="_x0000_i1207">
где tн — время нарушения электроснабжения, с., mc — момент сопротивления механизма. Цех питается от трансформатора ППЭ. За базисную мощность принимаем мощность двигателя. Индуктивное сопротивление источника питания.
<img border=«0» width=«272» height=«60» src=«ref-1_1362618379-1234.coolpic» v:shapes="_x0000_i1208">;
Расчетная пусковая мощность, индуктивное сопротивление двигателя и напряжения при самозапуске в начале самозапуска К’=6.
<img border=«0» width=«295» height=«53» src=«ref-1_1362619613-1275.coolpic» v:shapes="_x0000_i1209">кВа

<img border=«0» width=«267» height=«60» src=«ref-1_1362620888-1199.coolpic» v:shapes="_x0000_i1210">; 

<img border=«0» width=«336» height=«56» src=«ref-1_1362622087-1200.coolpic» v:shapes="_x0000_i1211">
При скольжении 0,1; К’=3
<img border=«0» width=«189» height=«51» src=«ref-1_1362623287-978.coolpic» v:shapes="_x0000_i1212"> кВа;

<img border=«0» width=«197» height=«57» src=«ref-1_1362624265-962.coolpic» v:shapes="_x0000_i1213">;

<img border=«0» width=«233» height=«51» src=«ref-1_1362625227-945.coolpic» v:shapes="_x0000_i1214">
Входной момент при глухом подключении:
<img border=«0» width=«232» height=«55» src=«ref-1_1362626172-1035.coolpic» v:shapes="_x0000_i1215">,

<img border=«0» width=«304» height=«52» src=«ref-1_1362627207-1182.coolpic» v:shapes="_x0000_i1216">
где? М=0,3 определено по номограмме на рис.2.217 [2]

Входной момент при глухом подключении недостаточен для обеспечения самозапуска.

Проверим достаточность момента при разрядном сопротивлении.

Критическое скольжение:
<img border=«0» width=«461» height=«57» src=«ref-1_1362628389-1505.coolpic» v:shapes="_x0000_i1217">;

<img border=«0» width=«173» height=«56» src=«ref-1_1362629894-723.coolpic» v:shapes="_x0000_i1218">

<img border=«0» width=«183» height=«51» src=«ref-1_1362630617-917.coolpic» v:shapes="_x0000_i1219">
Так как это условие выполняется, двигатель дойдет до критического скольжения.

Избыточный момент:
В начале самозапуска <img border=«0» width=«341» height=«29» src=«ref-1_1362631534-895.coolpic» v:shapes="_x0000_i1220">

При скольжении 0,05: <img border=«0» width=«372» height=«29» src=«ref-1_1362632429-1038.coolpic» v:shapes="_x0000_i1221">

Время самозапуска

<img border=«0» width=«508» height=«53» src=«ref-1_1362633467-1702.coolpic» v:shapes="_x0000_i1222">с.

Дополнительный нагрев

<img border=«0» width=«379» height=«53» src=«ref-1_1362635169-1481.coolpic» v:shapes="_x0000_i1223">.
Из расчета следует, что самозапуск возможен как по условию необходимого избыточного момента, так и по условию допустимого дополнительного нагрева.

    продолжение
--PAGE_BREAK--12. Молниезащита и заземление


Защита от прямых ударов молнии установок, зданий и сооружений независимо от их высоты должна быть выполнена отдельно стоящими тросовыми или стержневыми молниеотводами.

Открытые распределительные устройства (ОРУ) подстанций 20-500 кВ защищают от прямых ударов молнии стержневыми молниеотводами. Защиту ОРУ 110 кВ можно выполнить на конструкциях независимо от площади заземляющего контура подстанции. При этом от стоек конструкции ОРУ 110 кВ нужно обеспечить растекание тока не менее, чем в двух — трех направлениях и установить один — два вертикальных электрода длиной 3-<metricconverter productid=«5 метров» w:st=«on»>5 метров на расстоянии не менее длины электрода. Для экономии металла молниеотводы необходимо установить на конструкциях (порталах, опорах линии, прожекторных мачтах и т.п.) и на закрытых распределительных устройствах (ЗРУ). Сами здания, имеющие железобетонные несущие конструкции кровли защищать молниеотводами не требуется.

Защитное действие стержневого молниеотвода основано на свойстве молнии поражать наиболее высокие и хорошо заземленные металлические сооружения. Во время лидерной стадии развития молнии на вершине молниеотвода скапливаются заряды, создающие на ней очень большие напряженности электрического поля. К этой области и направляется канал молнии. Зоной защиты молниеотвода называется пространство вокруг него, в котором объект защищен от прямых ударов молнии с определенной степенью надежности. Защищаемый объект не поражается молнией, если он целиком входит в зону защиты молниеотвода. Защита ППЭ от прямых ударов молнии производится с помощью стержневых молниеотводов. Два молниеотвода устанавливаются на порталах ОРУ 110 кВ, два других — на ЗРУ.

Условие защищенности всей площади ППЭ выражается соотношением:
<img border=«0» width=«99» height=«25» src=«ref-1_1362636650-441.coolpic» v:shapes="_x0000_i1224">
где D — диаметр окружности, м; P — коэффициент для разных высот молниеотводов (до <metricconverter productid=«30 м» w:st=«on»>30 м Р=1); ha — активная высота молниеотвода, м; Минимальная активная высота молниеотвода:
<img border=«0» width=«212» height=«48» src=«ref-1_1362637091-844.coolpic» v:shapes="_x0000_i1225">.
Принимаем ha=5м. Молниеотводы характеризуются высотой h:
h=ha+hx
где hx — высота защищаемого объекта (hx=12м.)
h=5+12=17м.
Зона защиты молниеотвода представляет собой конус, с криволинейной образующей. Радиус зоны защиты определяется по формуле:
<img border=«0» width=«132» height=«52» src=«ref-1_1362637935-594.coolpic» v:shapes="_x0000_i1226">, <img border=«0» width=«163» height=«48» src=«ref-1_1362638529-720.coolpic» v:shapes="_x0000_i1227">м.
Наименьшая ширина зоны защиты bxв середине между молниеотводами (на горизонтальном сечении) на высоте hxопределяется по формуле:
<img border=«0» width=«169» height=«53» src=«ref-1_1362639249-695.coolpic» v:shapes="_x0000_i1228">
где а — расстояние между молниеотводами, м.
<img border=«0» width=«237» height=«48» src=«ref-1_1362639944-951.coolpic» v:shapes="_x0000_i1229">
Граница зоны защиты между молниеотводами (в вертикальном сечении) определяется окружностью с радиусом R, проходящей через вершины молниеотводов и точку А, расположенную посередине между молниеотводами на высоте h0, м.
<img border=«0» width=«105» height=«52» src=«ref-1_1362640895-464.coolpic» v:shapes="_x0000_i1230">

<img border=«0» width=«173» height=«48» src=«ref-1_1362641359-697.coolpic» v:shapes="_x0000_i1231">
Самые высокие объекты входят в зону защиты молниеотводов.

Условия защищенности всей площади выполняется:
<img border=«0» width=«99» height=«25» src=«ref-1_1362636650-441.coolpic» v:shapes="_x0000_i1232"> (38<img border=«0» width=«13» height=«16» src=«ref-1_1362642497-194.coolpic» v:shapes="_x0000_i1233">40м.)
Воздушные линии на железобетонных опорах защищаются тросовыми молниеотводами на подходе к подстанции. Длина подхода <metricconverter productid=«2 км» w:st=«on»>2 км. Защитный угол тросового молниеотвода равен 25 градусов.

На подстанции необходимы три вида заземления: рабочее, защитное и молниезащитное.

Защитное заземление необходимо для обеспечения безопасности персонала при обслуживании электроустановок. К защитному заземлению относятся заземления металлических нетоковедущих частей установки (корпусов электрических машин, трансформаторов, каркасов, шкафов, распределительных щитов и т.д.), нормально не находящиеся под напряжением, но которые могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции. Заземление позволяет снизить напряжение прикосновения до безопасного уровня.

Рабочее заземление предназначено для создания нормальных условий работы электроустановок. К рабочему заземлению относятся заземления нейтралей трансформаторов, генераторов, дугогасительных катушек.

Молниезащитное заземление необходимо для обеспечения эффективной защиты электроустановок от грозовых перенапряжений, к нему относятся: заземления молниеотводов, разрядников, опор линий, тросов.

Заземляющее устройство состоит из заземлителя, находящегося в непосредственном соприкосновении с землей и заземляющих проводников, соединяющих заземляемые части электроустановки с заземлителем. Для рабочего и защитного заземления всегда используется общий заземлитель. Молниеотводы также можно присоединить к общему заземлению, если они устанавливаются на конструкциях. Но при этом дополнительно от стоек ОРУ 110 кВ нужно обеспечить растекание тока молнии по магистралям заземления в двух — трех направлениях и установить один — два электрода длиной 3-<metricconverter productid=«5 метров» w:st=«on»>5 метров на расстоянии от стойки не менее длины электрода. Заземлители делятся на естественные и искусственные. В качестве естественных заземлителей используются трубы водопровода, трубопроводов (за исключением нефтепроводов и газопроводов), металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, подъездные пути железной дороги, заземлители системы трос — опоры, свинцовые оболочки кабелей (использование алюминиевых оболочек не допускается) и т.п.

Искусственные заземлители — это металлические электроды, углубленные в землю специально для устройства заземления. На подстанциях обычно выполняются контурные заземлители, они состоят из вертикальных, связанных между собой горизонтальным электродом, уложенным на глубину 0,50-<metricconverter productid=«0,70 м» w:st=«on»>0,70 м по контуру подстанции. В качестве вертикальных электродов используются прутки, а также уголки и отбракованные трубы. Применение прутков приводит к экономии металла. Они наиболее устойчивы к коррозии и долговечны. В качестве горизонтального электрода применяют прутки с минимальным диаметром <metricconverter productid=«6 мм» w:st=«on»>6 мм или полосовую сталь сечение не менее 4х12мм.

Для расчета заземляющего устройства используется метод коэффициентов использования.

Производится расчет заземляющего устройства для ППЭ:

рабочее напряжение 110 кВ;

климатическая зона 2;

грунт — глина;

удельное сопротивление грунта Р=50 Ом·м.

Расчет производится в следующем порядке:

Сопротивление растеканию заземляющего устройства подстанции
<img border=«0» width=«69» height=«25» src=«ref-1_1362642691-421.coolpic» v:shapes="_x0000_i1234">Ом. [1].
Определяется необходимое сопротивление искусственного заземлителя Rи
Rи=<img border=«0» width=«75» height=«51» src=«ref-1_1362643112-580.coolpic» v:shapes="_x0000_i1235">, где

Re=<img border=«0» width=«68» height=«52» src=«ref-1_1362643692-456.coolpic» v:shapes="_x0000_i1236">, где
где Rо — наибольшее сопротивление одной опоры;

R — активное сопротивление троса на длине одного пролета;

n — число тросов на опоре.

Rе=14,35 Ом.

Rи=0,51 Ом.

Выбирается форма и размеры электродов, из которых будет сооружаться групповой заземлитель. В качестве вертикальных электродов выбирается: пруток d=14мм; l=5м; в качестве горизонтального электрода выбирается полосовая сталь l=10 м; 4х40 мм.

Принимается предварительно число вертикальных электродов nв=50.

Периметр подстанции Р=255 м.

Определяется отношение а/l:
<img border=«0» width=«147» height=«52» src=«ref-1_1362644148-694.coolpic» v:shapes="_x0000_i1237">, <img border=«0» width=«104» height=«48» src=«ref-1_1362644842-569.coolpic» v:shapes="_x0000_i1238">
По таблице для a/l=1 и nв=50 коэффициент использования kи. в. =0,403.

Определяется расчетное сопротивление грунта:
<img border=«0» width=«103» height=«28» src=«ref-1_1362645411-412.coolpic» v:shapes="_x0000_i1239">
где kс — коэффициент сезонности.

Для вертикальных электродов: kс=1,3
<img border=«0» width=«147» height=«28» src=«ref-1_1362645823-600.coolpic» v:shapes="_x0000_i1240"> Ом·м.
Для горизонтального электрода: kс=3,0
<img border=«0» width=«144» height=«28» src=«ref-1_1362646423-537.coolpic» v:shapes="_x0000_i1241"> Ом·м.
Определяется сопротивление растеканию тока одного вертикального электрода:
<img border=«0» width=«285» height=«55» src=«ref-1_1362646960-1173.coolpic» v:shapes="_x0000_i1242">;
где l — длина вертикального электрода, м;

d — диаметр электрода, м;

t — расстояние от поверхности грунта до середины электрода, м;

d=0.014м; l=5м; t=0.7+5/2=3.2м.
<img border=«0» width=«375» height=«55» src=«ref-1_1362648133-1501.coolpic» v:shapes="_x0000_i1243"> Ом.
Определяется примерное число вертикальных электродов nв при предварительно принятом kи. в. =0,403:
<img border=«0» width=«116» height=«53» src=«ref-1_1362649634-505.coolpic» v:shapes="_x0000_i1244">

<img border=«0» width=«172» height=«51» src=«ref-1_1362650139-820.coolpic» v:shapes="_x0000_i1245">
Принимается nв=69 электрода.

Определяется сопротивление растеканию тока горизонтального электрода:
<img border=«0» width=«187» height=«60» src=«ref-1_1362650959-903.coolpic» v:shapes="_x0000_i1246">;
где l-длина горизонтального электрода, м; t — глубина его заложения, м;

d — диаметр электрода, м; d=0,02 м; l=192 мм; t=0.7 м.
<img border=«0» width=«292» height=«60» src=«ref-1_1362651862-1288.coolpic» v:shapes="_x0000_i1247"> Ом.
Уточняются коэффициенты использования вертикальных и горизонтальных электродов: kи. в=0,383 kи. г=0, 198

Определяется сопротивление растеканию тока группового заземлителя:
<img border=«0» width=«247» height=«53» src=«ref-1_1362653150-745.coolpic» v:shapes="_x0000_i1248">

<img border=«0» width=«320» height=«51» src=«ref-1_1362653895-1243.coolpic» v:shapes="_x0000_i1249"> Ом.
Расчетное сопротивление группового заземлителя Rгр сравнивается с требуемым сопротивлением искусственного заземлителя Rи: 0.05<0.5

Следовательно заземление рассчитано верно.

Первоначальное число вертикальных электродов было 69,3.

Уточненное число электродов 67,5. Принимаем к установке 68 электрода.

Первоначальное число вертикальных электродов отличается от уточненного числа на 2,74%. (должно быть не более 10%).

    продолжение
--PAGE_BREAK--13. Охрана труда13.1 Мероприятия по обеспечению безопасного производства в спекальном цехе


Как показывает опыт, размещение в одном здании значительного числа спекальных машин сильно затрудняет организацию эффективной естественной вентиляции. Поэтому в одном блоке нежелательно устанавливать более трёх машин. При принятой в настоящее время компоновке спекального отделения с междуэтажными перекрытиями значительно затрудняется аэрация этажей, которые не имеют вытяжных фонарей. При сооружении новых агломерационных фабрик желательно принять одноэтажную компоновку оборудования, что даст возможность обеспечить достаточный воздухообмен на всех участках спекального отделения.

Зажигательные горны машин являются источником значительных тепловыделений, поэтому их следует теплоизолировать и оборудовать ёмкими вытяжными зонтами с трубами большого сечения, выведенными выше крыши наиболее высокой части здания.

Подводы газа к зажигательным горнам и все газовые устройства должны быть выполнены и эксплуатироваться в соответствии с требованиями правил техники безопасности в газовом хозяйстве металлургических заводов.

Для защиты от теплоизлучения сбоку горнов нужно устанавливать сетчатые экраны с водяной завесой. Такие же экраны следует устанавливать и сбоку спекальных лент по всей длине раскалённого участка шихты, если укрытие спекальных машин не доводится вплотную к зажигательным органам.

Механизмы привода спекальных машин следует надёжно ограждать, а для безопасного доступа к механизмам питателей и другим устройствам необходимо устраивать площадки с лестницами и перилами. Смазка механизмов агломерационных машин должна быть централизованной. Для оповещения работающих в спекальном отделении, в разгрузочной части и в помещении холостой ветви спекальных тележек о предстоящем пуске машины в ход надо устраивать звуковую сигнализацию.

Спекальные машины необходимо оборудовать укрытием, так как при этом значительно уменьшается запылённость и загрязнённость воздуха в помещениях газами, снижается температура воздуха и степень воздействия теплового излучения на работающих. Укрытие спекальных машин должно быть полным — от зажигательного горна и до разгрузки агломерата, включая холостую ветвь машин.

Прогоревшие колосники паллет разрешается заменять при остановке спекальных машин.

С целью механизации работ по уборке осыпи под холостой ветвью спекальных лент устраиваются улавливающие бункера с течками, отводящими осыпь на уборочные транспортёры, или улавливающие желоба со скребками, имеющими механический привод.

При аварийной остановке эксгаустеров из спекаемой шихты выделяется большое количество вредных газов, что создаёт опасность отравления людей, находящихся в спекальном отделении. Для предупреждения газовыделений необходимо сохранять вакуум в газоотводящей системе подключением к соседним работающим машинам или включением в действие специального резервного дымососа.

Спекальное отделение необходимо обеспечить эффективной аэрацией устройством аэрационных фонарей незадуваемого типа и приточных отверстий с управляемыми фрамугами. От разгрузочной площадки спекальное отделение должно быть отделено сплошной стеной с плотно закрывающимися дверями.

Большое значение для доступа свежего воздуха к отдельным спекальным машинам имеет устройство приточных отверстий значительных размеров в торцовой стене спекального отделения, со стороны загрузочной части машин. Особое значение приобретает подвод воздуха с этой стороны здания при наличии на действующих фабриках значительного количества спекальных машин. К сожалению, на многих фабриках торцовая стена загромождена щитами контрольно-измерительной аппаратуры, что препятствует доступу свежего воздуха к головной части машин. Учитывая необходимость подвода воздуха со стороны загрузки спекальных машин, при всех условиях необходимо организовать доступ свежего воздуха через приточные отверстия в торце здания уменьшением размеров щитов с аппаратурой, поворотом их на 900и т.п.

В рабочие зоны спекального отделения с длительным пребыванием работающих необходимо подавать свежий воздух искусственной вентиляцией с охлаждением воздуха в летнее время.

Для предупреждения распространения пыли разгрузочные устройства спекальных машин нужно заключить в сплошной кожух, служащий продолжением укрытия машин, благодаря чему разгрузочная часть будет находиться в зоне разрежения, создаваемого эксгаустерами.

Угол наклона и сечение точек для удаления агломерата, просыпающегося при прохождении колосниковыми тележками разгрузочной кривой, должны обеспечивать беспрепятственный отвод агломерата на разгрузочный желоб‑грохот.

Для безопасного обслуживания разгрузочных желобов спекальных машин необходимо устраивать специальные площадки с лестницами и перилами.

Широко распространённый способ разгрузки агломерата без предварительного охлаждения непосредственно в вагоны является технически несовершенным, так как вызывает большое пылеобразование и значительно ухудшает условия труда на агломерационной фабрике и в доменном цехе. Значительно лучше передавать горячий агломерат металлическими транспортёрами на вращающиеся охладители, откуда охлаждённый агломерат после грохочения для отсева мелочи и пыли направляется транспортёрами в бункера доменного цеха.

Для борьбы с пылью при разгрузке горячего агломерата в вагоны зону постановочных путей желательно заключить в шатёр, препятствующий распространению пыли. Запылённый воздух можно удалять из шатра вентиляционными устройствами или подавлять пыль гидрообеспылеванием, устанавливая большое число водораспыляющих форсунок в нескольких ярусах по высоте шатра.


13.2 Требования к производственным помещениям


Производственные помещения должны соответствовать требованиям СНиП II-2-80, СНиП II-89-80, санитарных норм проектирования промышленных предприятий СН 245-71. Бытовые помещения должны соответствовать требованиям СНиП II-92-76. Все помещения должны быть оборудованы средствами пожаротушения по ГОСТ 12.4.009-83.


    продолжение
--PAGE_BREAK--