3 (709241), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

3.2.2.1 Выбор числа и мощности

силовых трансформаторов на

напряжение 110 кВ

Так как на предприятии есть потребители первой категории, то питание будет осуществляться от двух трансформаторов.

Выбираются ближайшие по стандарту трансформаторы типа ТДН-16000/110. Технические данные которых приводятся в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Технические данные трансформатора

Выбранный трансформатор проверяется по условию:

Условие (3.17) выполняется, следовательно выбранный трансформатор по загрузке в номинальном режиме проходит.

Производится проверка перегрузочной способности:

3.2.2.2 Выбор числа и мощности

силовых трансформаторов на

напряжение 35 кВ.

Т.к. на предприятии есть потребители первой категории, то питание будет осуществляться от двух трансформаторов.

Выбираются ближайшие по стандарту трансформаторы типа

ТДН-16000/35. Технические данные которых приводятся в таблице 3.3.

Таблица 3.4 - Технические данные трансформатора

Тип трансформатора	, кВа	Потери, кВт		, %	, %
ТДН-16000/35	16000	21	90	8	0,6

3.2.3 Выбор сечения питающей линии

Линии электропередач по конструктивному исполнению, маркам проводников, сечением.

Экономически целесообразное сечение определяют предварительно по расчетному току линии , А нормального

режима и экономической плотности тока , А/мм² [8].

(3.20)

Найденное сечение округляется до ближайшего стандартного. Технические данные линий приведены в таблице __.

Расчетный ток линии , А определяется как

где - мощность, которая передается в нормальном или

послеаварийном режиме, кВа

- номинальное напряжение сети, кВ.

А/мм² – экономическая плотность тока [6]

По справочным материалам [4] выбираем кабель марки СБШв – с медными жилами, с защитным покровом из поливинилхлорида с броней из двухстальных лент с антикоррозионным защитным покровом в свинцовой оболочке. Технические данные выбранного кабеля приводятся в таблице 3.5. По таблице П.4.9 [4] принимается сечение жил трехжильного кабеля равным 150 мм² ( А).

Для обеспечения нормальных условий работы кабельных линий и правильной работы защищающих аппаратов выбранное сечение должно быть проверено по допустимой длительной нагрузке по нагреву, по допустимой потере напряжения, а также по термической стойкости при токах КЗ.

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву

производится оп условию:

, (3.22)

где - расчетный ток для проверки кабелей по нагреву;

- фактическая допустимая нагрузка.

367,84 < 390

Проверка по допустимой потере напряжения производится по условию:

, (3.23)

где - длинна питающей линии;

- удельное активное и реактивное сопротивление линии, Ом/км

Проверка сечения по термической стойкости проводится

после расчетов токов КЗ. Минимальное термически стойкое токам короткого замыкания сечение кабеля:

, (3.24)

где - трехфазный ток короткого замыкания, А;

- приведенное время короткого замыкания расчетное

( с);

- термический коэффициент для кабелей (с медными жилами )

Таблица 3.5 - Технические данные кабеля СБШв

3.2.4 Техническо-экономический

расчет выбора рационального

напряжения

Выбор рационального напряжения производится по приведенным годовым затратам:

, (3.25)

где - нормативный коэффициент эффективности,

;

- капитальные затраты;

- эксплуатационные расходы.

, (3.26)

где - капитальные вложения на строительство линии

электропередач;

- капитальные вложения на строительство

подстанции.

, (3.27)

где - удельная стоимость сооружения 1 км ЛЭП (справочная величина);

- длина ЛЭП, км.

, (3.28)

где - капитальные вложения на строительство ОРУ;

- стоимость трансформаторов.

, (3.29)

где - стоимость одного трансформатора (справочная

величина);

- количество трансформаторов.

, (3.30)

где - расходы на потерю в линии;

- расходы на амортизацию.

, (3.31)

где - потери в ЛЭП;

- потери в трансформаторах

, (3.32)

где – стоимость одного кВт/ч, =1тг/;

- потери в линии, кВт/км (справочная);

– коэффициент загрузки линии

, (3.33)

где - расчётный ток линии ( );

- номинальный ток ЛЭП или допустимый ток

линии электропередач(ЛЭП);

l - длинна ЛЭП, км;

– расчётное время потерь

(3.34)

где – максимальное время работы

электрооборудования, часы; ( =6000);

- годовое время работы, часы; =8760.

(3.35)

где - потери холостого хода тр-ра, кВт

- потери к.з., кВТ

– коэффициент загрузки трансформатора

, (3.36)

, (3.37)

где - норма амортизационных отчислений для ЛЭП

где - норма амортизационных отчислений для п/ст

( =6,3%)

Результаты расчёта сводятся в таблицу 3.6

Таблица 3.6 – результаты выбора рационального напряжения

Принимается стандартное напряжение 35 кВт для системы внешнего электроснабжения предприятия (в данном случае имеются наилучшие технические и экономические показатели), 6 кВт в распределительной сети, т.к. все потребители на напряжении 6 кВт

1. Картограмма электрических

нагрузок

Картограмма представляет собой размещение на генеральном плане предприятия окружности, площадь которой соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам:

где – радиус окружности;

m- масштаб для U<1кВ m=1, для U>1кВ m=0,255

При построении картограммы нагрузок площадок центры

окружностей совмещают с центрами тяжестей геометрических фигур, изображающих площадки.

Осветительная нагрузка показывается как заштрихованная площадь от всей нагрузки, на U<1кВ.

Результаты расчёта сводятся в таблицу 3.7

Координаты условного центра активных нагрузок:

(3.39)

(3.40)

Таблица 3.7- Результаты расчета

Продолжение таблицы 3.7

Центр электрических нагрузок находится на территории площадки, поэтому смещаем ГПП в сторону подачи электроэнергии от энергосистемы.

3.2.6 Выбор месторасположения ГПП

Выбор месторасположения, типа, мощность и другие параметров ГПП обуславливается величиной и характером электрических нагрузок и размещением их на генплане и в производственных помещениях предприятия, а также зависит от производственных, архитектурных, строительных и эксплуатационных требований. Важно, чтобы ГПП располагалось возможно ближе к центру питаемых ими нагрузок. Допускается

смещение подстанций на некоторое расстояние от геометрического центра питаемых ею нагрузок в сторону ввода от энергосистемы.

ГПП выполняется двухтрансформаторной. Мощность трансформаторов определяется активной нагрузкой предприятия и реактивной мощностью, передаваемой от системы в период максимума нагрузок. При выборе места подстанции учитывается и продолжительность работы приёмников.

При разработки схем коммутации ГПП предприятий средней мощности следует стремится к их максимальному упрощению и применению минимума коммутационных аппаратов.

3.3.2 Выбор схемы распределительной сети предприятия

Распределение электроэнергии выполняется по магистральной, радиальной или смешанной схемы.

Выбор схемы определяется категорией надёжности потребителей электроэнергии, их территориальным размещением, особенностями режимов работы.

Радиальными являются такие схемы, в которых электроэнергия от источника питания передаётся непосредственно к приёмному пункту. Чаще применяются радиальные схемы с числом ступеней не более двух.

Одноступенчатые радиальные схемы применяют на небольших и средних по мощности предприятиях для питания сосредоточенных потребителей(насосные станции, печи, преобразовательные установки, цеховые подстанции), расположенных в различных направлениях от центра питания.

Радиальные схемы обеспечивают глубокое секционирование всей системы электроснабжения, начиная от источника питания и кончая сборными шинами до 1 кВт цеховых подстанций.

Питание крупных подстанций или распределительных пунктов (РП) с преобладанием потребителей первой категории осуществляется не менее, чем двумя радиальными линиями, исходящими от разных секций источников питания.

Отдельно расположенные однотрансформаторные подстанции мощностью 400-630 кВт получают питание по

одиночным радиальным линиям без резервирования, если отсутствуют потребители первой и второй категории и по условиям прокладки возможен её быстрый ремонт. Если обособленные подстанции имеют потребителей второй категории, то их питание должно осуществляется двухкабельной линией с разъединителем на каждом кабеле.

Магистральные схемы распределения электроэнергии применяются в том случае, когда потребителей много и радиальные схемы нецелесообразны. Основное преимущество магистральной схемы заключается в сокращении звеньев коммутации.

Магистральные схемы целесообразно применять при расположении подстанций на территории предприятия, близком к линейному, что способствует прямому прохождению магистралей от источника питания до потребителей и тем самым сокращению длины магистрали.

Недостатком магистральных схем является более низкая надёжность по сравнению с радиальными схемами, т.к. исключается возможность резервирования на низшем напряжении однотрансформаторных подстанций при питании их по одной магистрали.

Рекомендуется питать от одной магистрали не более двух-трёх трансформаторов мощностью 2500 1000кВА и не более четырёх-пяти при мощности 630 250 кВА.

При магистральных схемах питания цеховых подстанций на вводе к трансформатору устанавливают более деинвую коммутационную аппаратуру в виде выключателя нагрузки или разъединителя. Если требуется обеспечить избирательное отключение трансформатора при его повреждении или если защита на головном выключателе не чувствительна, то последовательно с выключателем нагрузки или разъединителем устанавливают предохранитель типа ПК, предназначенный для отключения поврежденного трансформатора без нарушения работы остальных. Рассматриваются два случая электроснабжения.

Для электроснабжения технологической площадки намечено соорудить четыре ТП напряжением 6/0,69кВ и 6/0,4кВ.

Для резервирования питания на сторонах 0,4кВ и 0,69кВ предусматривается кабельные перемычки между соседними ТП. Расстояние от РУ до ТП1 и ТП2 - 70м, до ТП3 и ТП4-90м. Требуется составить схему питания четырёх ТП при радиальном и

магистральном подключении их к РУ и выбрать оптимальный вариант по ТЭР для обеспечения нормального и аварийного режимов работы трансформаторов ТП.

Решение:

I вариант. Питание ТП осуществляется четырьмя радиальными линиями. Принимается к прокладке кабель СБШ6 на эсталадах в Эл. Лотках.

1. Расчетный ток кабельной линии при питании трансформаторов, А:

(3.41)

Расчётный ток линии в аварийном режиме при отключении одного трансформатора и включении перемычки:

(3.42)

2. Сечение кабеля принимается по с учётом необходимости

проверки сечения под током короткого замыкания.

Принимаются сечения кабеля СБШ6 равным:

• 1*10 мм², = 80А для питания ТП1 и ТП2

• 1*16 мм², = 105А для питания ТП3

• 1*25 мм², = 135А для питания ТП4

3. Стоимость прокладки кабеля с учётом амортизационных отчислений:

(3.43)

где - норма амортиз. Отчислений, =3%

- стоимость прокладки 1км Кл

l – длина Кл, км

4. Годовые потери мощности при удельных потерях , Вт/А*км в

нормальном режиме [8]

(3.44)

Суммарные потери мощности:

5. Стоимость потерь электроэнергии при Тu=6000r, = 4590r [4],

= 1 тг/кВт*r

(3.45)

6. Общие затраты:

(3.46)

II вариант. Питание ТП двумя магистральными линиями.

1. Расчётный ток магистральной линии при питании двух трансформаторов

(3.47)

Расчётный ток магистральной линии при аварийном отключении одного трансформатора

(3.48)

2. С учётом допустимой аварийной перегрузки кабелей,А

Принимается сечение кабелей: СБШв 1*10 мм², =80А и СБШв 1*70мм², =245А. Длина кабеля l = 2*90=180м=0,18км

3. Стоимость прокладки кабелей

4. Потери мощности в двух магистралях при Руд=1,4 Вт/км

(3.49)

5. Стоимость потерь электроэнергии

6. Общие затраты:

(3.50)

Таким образом 2 вариант с магистральной схемой питания дороже. 1 вариант с подразделённым питанием на 78%, поэтому выбирается раздельное питание.

3.3 Проектирование систем

внутреннего электроснабжения

3.3.1 Расчет электрических нагрузок

технологической площади №

220.

Для расчёта Эл. нагрузок используется метод коэффициента спроса. Результаты расчета сводятся в таблицу 3.8

Таблица 3.8 – Электрические нагрузки технологической площади №

220

3.3.3 Выбор числа и мощности

трансформаторов

трансформаторных подстанций

Выбор числа и мощности трансформаторов производится аналогично выбору силовых трансформаторов ГПП (см п. 4.2.2).

Результаты расчета сводятся в таблицу 3.9

Таблица 3.9. – Результаты выбора трансформаторов,

трансформаторных подстанций

Технические данные трансформаторов приводятся в таблице 3.10

Таблица 3.10 – Технические данные трансформаторов

трансформаторных подстанций

3.3.4 Выбор сечения кабельных линий

Марка кабеля, способ прокладки кабеля выбираются в соответствии с характеристикой производства.

Выбор сечения кабеля производится по экономической плотности тока и нагреву в нормальном и послеаварийных режимах. При выборе сечения по экономической плотности тока должно принимается ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к расчётному. При выборе сечения по нагреву следует брать ближайшее большее сечение. Для параллельно работающих линий в качестве расчетного тока принимается ток последовательного режима, когда одна питающая линия вышла из

строя.

В нефтедобывающей промышленности принимаются кабельные линии, преимущество с медными жилами, поливинилхлоридной изоляцией, в свинцовой оболочке, проложенные на эстакадах в электрических лотках.

Расчетный ток линии по формуле в нормальном режиме:

(3.51)

Расчетный ток линии по формуле в аварийном режиме:

(3.52)

По справочным материалам [3] выбирается кабели марки СБШд.

По таблице П 4.9 [ ] для питания ТП1 применяется кабель сечения 10 мм с , для питания ТП2 применяется кабель сечения 25мм с .

Проверка по допускаемой токовой нагрузке по нагреву производится формуле:

28.14<80

105.9<135

Проверка по допустимой потере напряжения производится по условию :

где (3.53)

Условия () выполняется, следовательно кабель по допустимой потери напряжения проходит.

Проверка сечения термической стойкости к токам короткого замыкания по формуле:

Ближайшее стандартное сечение по таблице П 4.9 [3] 70 мм с т.к. по термической стойкости сечения больше выбранных, то принимаются кабели сечения 70мм .

Проверка допустимой нагрузке по нагреву производится по условию:

28.14<245

105.9<245

Поверка по допустимой потере напряжения производится по условию ():

Условия () выполняется, следовательно кабель по допустимой потери напряжения проходит.

Технические данные выбранных кабелей приводятся в таблице 3.11

Таблица 3.11 – Технические параметры кабелей 6кВ

Выбор кабельных линий, питающих нагрузку 6 кВ производится аналогично.

Расчётный ток линии в нормальном режиме:

Расчетный ток линий в аварийном режиме:

(3.54)

По справочным материалам выбирается кабель марки СБШв.

По таблице П 4.9 [ ] для питания двигателей 6кВ принимается кабель сечения 70 мм с .

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

240.16<245

Проверка по допустимой проверке напряжения:

Условия () выполняется, следовательно кабель по допустимой потери напряжения проходит.

Проверка сечений по термической стойкости к токам короткого замыкания:

Технические данные выбранных кабелей приводится в таблице 3.12

Таблица 3.12 – Технические параметры кабелей 6 кВ

3.4 Расчет токов короткого

замыкания

В электрических установках могут возникнуть различные виды коротких замыканий, сопровождающихся резким увеличением тока.

Поэтому электрооборудование, устанавливаемое в системах

электроснабжения, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учётом велечин этих токов.

Основными причинами возникновения коротких замыканий в сети могут быть: повреждения изоляции отдельных частей электроустановки; неправильные действия обслуживающего персонала; перекрытия токовых частей установки.

Для предотвращения коротких замыканий и уменьшения их последствий необходимо: устранить причины, вызывающих короткое замыкание; уменьшить время действия защиты, действующей при коротком замыкании; применить быстродействующие выключатели; применить АРН для быстрого восстановления напряжения генераторов; правильно вычислить величины токов короткого замыкания и по ним выбрать необходимую аппаратуру, защиту и средства для ограничения токов короткого замыкания.

Для вычисления токов короткого замыкания состовляют расчётную схему, соответствующую нормальному режиму работы системы электроснабжения. По расчётной схеме составляет схему замещения, в которой указывает сопротивление источников и потребителей и намечают точки для расчёта токов короткого замыкания.

с

35кВ

6кВ

a)

б)

Рисунок 1.- Исходная схема (а) и схема замещения (б)

Принимается за базисные единицы номинальная мощность трансформатора и среднее напряжение ступени с точками К3 и . Определяем базисный ток по формуле:

(3.55)

Определяются сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.

(3.56)

(3.57)

Кабельная линия.

(3.58)

(3.59)

Суммарное сопротивление до точки К2

(3.60)

(3.61)

Суммарное сопротивление до точки К1

(3.62)

(3.63)

Производится проверка по условию:

(3.64)

Для точки К1: 0.00280.0503/3 условие не выполняется. Тогда в первом случае активное сопротивление не учитываются, а во втором случае учитываются.

Так К3 в рассмотренных точках составляет

(3.65)

Определяется ударный ток в точках К1 и К2. Находится ударный коэффициент по кривой, представленной на рис. 6.2[ ] в зависимости от отношения

Для точки К1: (q=1.52) по таблице 6.1 [ ], для точки К2: , .

Ударный ток в рассмотренных точках составит :

(3.66)

Результаты расчёта сводятся в таблицу 3.13

Таблица 3.13 – Результаты расчётов токов короткого замыкания.

(3.67)

Мощность короткого замыкания в рассматриваемых точках:

(3.68)

3.5 Выбор коммутационной

аппаратуры выше 1000 В,

сборных шин и изоляторов

выше 1000 В

3.5.1 Выбор выключателей

Выбор выключателей проводится по определенным условиям

[ ]:

1. ,

где - номинальное напряжение выключателя

2. ,

где - номинальный ток выключателей

- расчетный ток

3. ,

где - номинальный ток электродинамической стойкости

выключателя

4. ,

- предельный ток термической стойкости, который данный

аппарат может выдержать без повреждения в течение определенного времени термической стойкости .

- тепловой импульс, (3.70)

3.5.2 Выбор разделителей

Выбор разделителя производится аналогично выбору выключателя по:

1. номинальному напряжению;

2. номинальному длительному току;

3. электродинамической стойкости;

4. термической стойкости.

3.5.3 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока производится по следующим условиям:

1. ,

2. ,

где - номинальный ток первичной цепи трансформатора

тока.

3. , (3.71)

где - кратность электродинамической стойкости

4. ,

- кратность термической стойкости

5. ,

где - номинальная допустимая нагрузка (при заданном классе точности), Ом

Результаты выбора сводятся в таблицу 3.14.

Таблица 3.14 – Результаты выбора коммутационной аппаратуры выше 1000 В

3.5.5 Выбор разрядников

РВМ-35 – разрядник вентильный модернизированный, для

защиты и изоляции электрооборудования от

атмосферных и кратковременных внутренних

перенапряжений.

Номинальные параметры РВМ-35:

- ;

- ;

- , ;

- .

PВМ6 – разрядник вентильный, модернизированный с номинальными параметрами:

- ;

- , ;

- .

Технические данные выбора приводятся в таблице 3.15

Таблица 3.15 – Технические данные разрядников

3.5.6 Выбор трансформатора

напряжения

НТМU-6-66(звезда/звезда/треугольник-круг) – трансформатор напряжения с естественным масляным охлаждением для измерительных цепей [ ], устанавливаются на каждой секции сборных шин и к нему подключаются измерительные приборы всех присоединений данной секции и приборы контроля изоляции сети 6000В. Технические данные трансформатора напряжения приводятся в таблице 3.16

Таблица 3.16 – Технические данные выбора трансформатора

напряжения.

3.5.6 Выбор сборных шин

Сечение сборных шин выбирается по нагреву, проверяется на изгибающий момент и силы растяжения.

Ток нормального режима:

(3.73)

Расчётный ток утяжеленного режима:

(3.74)

Принимаются 2 медные шины сечения 100*8 мм с

Производится проверка выбранных шин по условиям:

1. Термическая устойчивость

; “c”[ ] (3.75)

где с-

(3.76)

800>187

2. Динамическая устойчивость

Частота собственных колебаний концентрации при взаимодействии шиной конструкции в горизонтальной плоскости:

(3.77)

где I-момент инерции шин

(3.78)

т.к. , то расчёт можно вести без учёта колебательного процесса в шинной конструкции наибольшее усилие:

(3.79)

Напряжение в материале:

(3.80)

Момент сопротивления шины:

(3.81)

Для меди: , ,

Где - допустимое напряжение в материале, МПа [ ].

171.5>121.93

Условие выполняется, от сюда следует шины динамически

устойчивы.

3.5.8 Выбор изоляторов

Выбираются опорные изоляторы для внутренней установки, для крепления шин и аппаратуры распределительных устройств типа ОФ-6-375УЗ. Проверяется по допустимой нагрузке :

(3.82)

, (3.83)

где - разрушающее усилие [7].

- допустимое усилие.

(3.84)

180.64<225

Условие(3.84) выполняется, следовательно изоляторы проходят по механической прочности.

Выбираются проходные изоляторы для вывода токоведущих частей из зданий и прокладки шин через стены и перекрытия типа П-6/250-375.

Проверяется по допустимой нагрузке :

180.64<225

Условие выполняется, следовательно изоляторы проходят по механической прочности.

Технические данные выбора изоляторов приводятся в таблице 3.18

Таблица 3.18 – Технические данные изоляторов.

Таблица 3.17 – Технические данные шин

3.5.4 Выбор предохранителей

Выбор производится по следующим параметрам:

1. по номинальному напряжению

; (3.85)

1. по току продолжительного режима

; (3.86)

1. по отключающей способности

(3.87)

где, - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ.

Результаты выбора сводятся в таблицу 3.14

3.5.9 Выбор комплектного

распределительного устройства

Комплектные распределительные устройства предназначены для приёма и распределения электроэнергии трёхфазного переменного тока промышленной частоты, состоят из набора типовых шкафов в металлической оболочке. В шкафы комплектного распределительного устройства встраивают выключатели, трансформаторы напряжения, разрядники, кабельные сборки, аппаратуру для собственных нужд подстанции, силовые

предохранители, шинные перемычки.

Распределительные устройства одновременно являются щитами управления электродвигателей, работающих от сети 6 кВ, а также других потребителей, подключённых к распределительному устройству – 0,4 кВ.

Распределительные устройства комплектуются выключателями вакуумного типа. Технические данные приведены в таблице 3.20.

Таблица 3.20 – Технические данные комплектного распределительного

устройства

3.6 РАСЧЁТ СЕТИ НИЗКОГО

НАПРЯЖЕНИЯ

Распределительная сеть выполняется кабелем марки ВРГ – в поливинилхлоридной оболочке, не распространяющей горения для прокладки внутри помещений.

Сечения жил кабелей для напряжения до 1000 В выбираются по условию нагрева длительным расчётным током.

, (3.88)

и по условию соответствия выбранному аппарату максимально токовой защиты

, (3.89)

где - поправочный коэффициент на условия прокладки

кабелей; ;

- коэффициент защиты, ;

- номинальный ток или ток срабатывания защитного

аппарата, А.

Результаты выбора сведены в таблицу 3.21

Таблица 3.21 – Расчёт сети низкого напряжения

Сети промышленных предприятий напряжением до 1000В характеризуются большой протяженностью и наличием большого количества коммутационно-защитной аппаратуры. При напряжении 1000В даже небольшое напряжение оказывает существенное влияние на ток К3. Поэтому в расчётах учитывают все сопротивление короткозамкнутой цепи, как индуктивное, так и активное. Расчёт токов К3 на напряжениях до 1000В выполняют в именованных единицах. Сопротивления элементов системы электроснабжения высшего напряжения приводят к низшему напряжению.

6/0.69

К-3

К-3

Рисунок 2 – Исходная схема (а) и схема замещения (б)

Сопротивление трансформатора в относительных единицах (по паспортным данным):

; (3.90)

(3.91)

Сопротивление трансформатора, приведенные к напряжению 0.69кВ=690В:

Сопротивление при l=5м и удельных сопротивлениях , [5].

П ереходное сопротивление контактов автомата принемается равным ; ; .

Сопротивление первичных обмоток катушечных трансформаторов тока ; .

Тогда результирующие сопротивление цепи короткого замыкания без учёта (сопротивления кабеля до 1000В)

Ток короткого замыкания

Ударный ток при ;

[рис 6.2 4 ]

Действующее значение полного тока короткого замыкания

(3.92)

6/0.4

K-4

K-4

Рисунок 3 – Исходная схема а) и схема замещения б)

Сопротивление трансформатора в относительных единицах(по паспортным данным):

Сопротивление трансформатора, приведенные к напряжению

400В.

Сопротивление шин при l=5м и удельных сопротивлениях

и будет ;

Переходное сопротивление контактов автомата принимается равным ; ; .

Сопротивление переходных обмоток катушек трансформатора тока ; .

Результирующее сопротивление цепи короткого замыкания (без учёта сопротивления кабеля до 1000В)

;

;

.

Ток короткого замыкания

Ударный ток при ;

Действующее значение полного тока короткого замыкания

Результаты расчётов сводятся в таблицу 3.22

Таблица 3.22 – Результаты расчётов токов короткого

замыкания.

3.8 Расчёт заземляющих устройств

Заземлением называется преднамеренное гальваническое соединение металлических частей электроустановки с заземляющим устройством.

Защитным заземлением называется заземление частей электроустановки с целью обеспечения электобезопасности.

При расчёте заземляющего устройства определяется тип заземлителей, их количество и место размещения, а также сечение заземляющих проводников. Этот расчёт производится для ожидаемого сопротивления заземляющего устройства в соответствии с существующими требованиями ПЭУ.

Грунт, окружающий заземлители, не является однородным. Наличие в нем песка, строительного мусора и грунтовых вод оказывает большое влияние на сопротивление грунта. Поэтому ПЭУ рекомендуют определить удельное сопротивление грунта путём непосредственных измерений в том месте, где будут размещаться заземлители.

Удельное сопротивление грунта является важнейшей величиной, определяющей сопротивление заземляющего устройства. При этом необходимо учитывать сезонные колебания удельного сопротивления грунта.

При контурном заземлении заземлители располагаются по периметру защищающей территории; при большой величине территории заземлители закладываются также внутри её. Контурное заземление рекомендуется во всех случаях, а в установках напряжением выше 1000В оно является обязательным.

Способ размещения заземлителей (в ряд или по контуру) определяется по плану. В установках с большими токами заземления на землю заземлители и полосы связи следует располагать так, чтобы обеспечить по возможности равномерное распределение потенциала по площади , занятой электрооборудованием. Для этого вдоль осей оборудования на глубине 0.5 м прокладываются выравнивающие проводники, котрые через каждых 6 минут соединяются с поперечными проводниами.

Требуется рассчитать заземляющее устройство здания 6/0.69-04 технологической площади №220. Так однофазного замыкания на землю в сети на 6 кВ составляет (расчётный ток замыкания принимается равным току плавления предохранителей п 1.7.59 [2]).

Удельное сопротивление грунта в месте сооружения здания составляет (стр 257 [4]).

Измеренное сопротивление оболочек кабелей, для питания площадки составляет . Периметр контура заземляющего устройства вокруг здания L=190 м. Расстояние между заземлителями

а=10м.

Решение: Сопротивление заземляющего устройства определяется из условия выполнения общего заземляющего устройства для напряжений 0.4кВ; 0.69 кВ и 6 кВ:

(3.93)

(3.94)

Сопротивление заземляющего устройства для стороны 04. кВ, а также для стороны 6 кВ при большом заземление должны составлять 4 Ом. Так как значение сопротивления естественного заземления больше допустимого по нормам, то следует применить дополнительные искусственные заземлители, сопротивление которых:

Для искусственных заземлителей принимаются прочные медные заземляющие штыри толщиной d=16мм и длиной l=1.2м, сопротивление которых с учётом сопротивления грунта , при составляет

(3.96)

где - расчётное значение удельного сопротивления грунта

(3.97)

При размещении электродов по периметру общее количество штырей

Учитывая коэффициент экранирования (таблица 7.1 [4]), сопротивление заземляющего устройства без учёта протяженности заземлителя

(3.98)

3.9 Расчёт освещения насосного

отсека здания технологической

площади № 220

Для освещения открытых площадок и внутреннего освещения помещений на объектах КПК предусмотрена установка светильников соответствующих видов. Сети наружного освящения управляются в автоматическом режиме от блоков управления с фотоэлементами. Наружное освещение территории площадок осуществляется светильниками с 400-ватными натриевыми лампами высокого давления. Светильники устанавливаются на отдельно установленных мачтах и на возвышающихся частях зданий и сооружений. Внутреннее освещение осуществляется люминесцентными лампами 2x36 ватными светильниками. А в взрывоопасных зонах осветительная арматура имеет соответствующее взрывозащищенное исполнение. Питание осветительной арматуры осуществляется переменным током напряжением 220В, 50 Гц.

Освящение насосного отсека здания технологической площади №220 выполняется взрывобезопасными люминесцентными светильниками типа FNDV 2040 2x36 Ватт и взрывобезопасными прожекторами типа OTN 250/HPS –T 250 Ватт с защитой типа Ex N, то есть противозажигательной защитой.

Расчёт освящения производится методом коэффициента использования.

Индекс помещения i определяется по формуле:

, (3.99)

где L – длина помещения, м;

В – ширина помещения, м;

h – расчётная высота, м.

(3.100)

где H – высота помещения, м;

- высота расчётной поверхности под полом

- высота светильника от перекрытия, м.

Максимальное количество штук осветительной арматуры , шт. определяется по формуле:

,

где - норма освещения, лк;

- коэффициент использования;

- коэффициент эксплуатации.

Получаемая освещенность Е, лк:

,

где - требуемое количество устанавливаемой араматуры, исходя из отношения шага арматуры S к расчетной высоте h.

Результаты расчёта сводятся в таблицу 3.23

Таблица 3.23 – Расчёт освящения

Продолжение таблицы 3.23

3.10 Специальная часть. Монтаж

саморегулируемого

нагревательного кабеля SX

Саморегулируемый нагревательный кабель SX предназначен для обогрева труб и узлов. Различают кабели типов PSX и TSX.

Типовая конструкция кабелей SX следующая:

1. Лужевые медно-никелевые или никелевые проводники сечением 1.2 мм .

2. Саморегулируемый элемент обогрева – нагревательная матрица различной мощности.

3. Термопластичная изоляционная оболочка.

4. Лужевая медно-цинковая или медно-никелевая защитная обмотка.

1. Устойчивая к коррозии внешняя рубашка-защитная оболочка.

Кабель рассчитан на нагревание от 110В до 120В и от 220В до 240В. Описание кабелей типов PSX и TSX приводтся в таблице 3.10 и 3.11 соответственно.

Длина цепи обогрева кабелем рассматривается при:

- 80% нагрузке шестнадцати амперного предохранителя и

включении при температуре -20*С;

- подачи тока на одном пункте.

Для кабелей типа PSX максимальная температура во включенном состоянии составляет 60*С, а максимальная температура в выключенном состоянии – 85*С.

Для кабелей типа TSX максимальная температура во включенном состоянии – 121*С, а в выключенном состоянии 190*С.

Таблица 3.10 – Описание кабеля типа PSX

Таблица 3.11 – Описание кабеля типа TSX

3.10.1 Процедура подготовки к

установке

В зависимости от конструкции системы, но обязательно до

установки, необходимо выполнит следующие проверки:

1. Убедиться в том, что полученное оборудование соответствует проектной спецификации.

2. Убедиться в том, что трубопровод, по которому будет прокладываеться кабель, имеет ту же длину что указана на установочном чертеже, и не имеет никаких острых углов, могущих повредить кабель.

3. Определить местоположения точек питания, управляющего и вспомогательного оборудования.

4. Согласовать с подрядчиком, осуществляющим работы по изоляции, возможность установки изоляции сразу после прокладки кабеля дял уменьшения возможностей его механического повреждения.

5. При использовании набора изоляции ввода, его необходимо установить на нагревательный кабель до концевой заделки силового конца кабеля.

3.10.2 Подготовка силового конца

1. Взять силовой конец кабеля, срезать внешнюю рубашку и металлическую оплетку, так, чтобы оплетка могла быть заправлена внутрь при установке уплотнителя. Надеть кабельный уплотнитель не менее чем на 145 мм.

2. Снять с кабеля 110 мм изоляции при помощи ножа.

3. Удалить материал матрицы между двумя проводниками. Для этого рекомендуется использовать ножницы.

4. Внутрь оконченного чехла TBX/3L нанести содержимое одного тюбика силиконового герметика RTV-2.

5. Надеть чехол TBX/3L на проводник, покрытые матрицей и на изоляцию кабеля. Обжать чехол, удаляя воздушные карманы(проверить водонепроницаемость шва). Удалить герметик RTV-2 и матрицу с выступающих концов проводников.

3.10.3 Подготовка дальнего конца

1. Отрезать кабель необходимой длины. Снять 32 мм верхней рубашки.

2. Отрезать кабель необходимой длины. Сдвинуть оплетку и отрезать 19 мм от конца кабеля.

3. Обернуть с перекрытием одну полоску тефлоновой ленты вокруг конца. Продолжить обмотку на 8 мм за концом кабеля. Сложить выступающий конец ленточной обмотки назад вдоль набеля.

4. Уложить металлическую оплетку обратно на обернутый конец кабеля. Скрутить свободные концы оплетки и обрезать до 13 мм.

5. Установить наконечник на скрученную оплетку и обжать. Обрезать оплетку, не захваченную наконечником.

6. Нанести герметик типа RTV-2 внутрь концевой заглушки ЕТ-8 и на кабель.

7. Надеть концевую заглушку на кабель. Обжать заглушку, удаляя воздушные карманы и проверить водонепроницаемость шва.

3.10.4 Типичные системы

электрообогрева

1. Подача тока

2. Включатель цепи

обогрева с лампой

(запираемый)

3. Термостат

4. Зажимная коробка

Для максимально трех

кабелей через боковые болты.

Стандартная зажимная

коробка может соеденять не более четырёх кабелей. По запросу рядовые зажимы могут предусматривать пятое подсоединение.

5. Саморегулируемый нагревательный кабель

6. Сигнальная лампа

7. Набор конечной заделки ES-SX-8 или ES-SX-10

3.10.5 Последовательность монтажа

системы электрообогрева

1. Убедитесь, что всё для обогрева предназначенные трубы и узлы правильно мотированы и проверены.

2. Все поверхности должны быть чистыми. Все-возможные загрязнения, такие как масло или ржавчина должны быть устранены.

3. Поверхность труб перед монтажем кабеля должна быть сухой.

4. Установите, какие нагревательные цепи с каким кабельными длинами могут монтироваться.

5. Если возможно, монтируйте сначала длинные нагревательные цепи.

6. Используйте определенную последовательную длину для соответствующего отопления.

7. Подсоединение кабеля к коробке зажимов может проводиться в заводском цеху.

8. После монтажа коробок зажимов и кабеля проверить изоляционное сопротивление кабеля. Измерить каждый провод питания против защитной оплетки под 500В DC.

9. В случае монтажа термостата на трубопроводе, это производится в первую очередь. При горизонтальном трубопроводе термостат монтируется к монтажной консоли ХХР в перпендикулярном положении. В случае монтажа термостата с монтажной колонной под трубопроводом может собираться влажность на прокладке монтажной консоли ХХР. Для предотвращения проникновения влажности одного одно из предусмотренных отверстий должно быть открыто для отечки. Термостат не должен монтироваться слишком близко к арматуре или к фланцу, так как толщина и нанесение теплоизоляции может полностью или частично закрыть термостат.

10. Монтируйте коробку зажимов к трубе. Если при горизонтальных трубах коробка зажимов с монтажной колонной укрепляется внизу трубы, то одно из предусмотренных отверстий должно быть открыто для отечки. Термостат не должен монтироваться слишком близко к арматуре или к фланцу, так как толщина и нанесение теплоизоляции может полностью или частично закрыть .

11. Отметить мелом угол прокладки на трубе, если это необходимо.

12. Проложить кабель по трубе. Укрепите его с помощью крепёжной ленты PF-1/PF-1H из полиэстра:

PF-1 – для максимальной температуры труб до

85*С,

PF-1H- для максимальной температуры труб до

200*C.

Кабель устанавливается на определенных местах. Кабель укрепляется на трубопроводе каждые 30 см. При обогреве пласмассового трубопровода кабель приклеивается дополнительно алюминиевой лентой, после укрепления в трубе. Для повышения теплопроводности пластмассового трубопровода трубопровод можно перед монтированием кабеля обмотать алюминиевой фольгой. Кабель крепиться к трубе параллельно.

Убедитесь в том, что достаточное количество кабеля монтировано на такие места, где ожидается дополнительная потеря тепла (как например фланцы, вентили, инструменты и так далее).

13. Кабель крепиться к трубе параллельно. Это необходимо для предотвращения сбора коррозионно-опасных жидкостей вокруг кабеля и механического повреждения (не используется для кабелей спиральной навивки).

14. При прохождении трубной арматуры (вентили, фланцы и тому подобное) убедиться в том, что нагревательный кабель находится в близком контакте и выдерживается необходимый допуск на кабель.

15. По возможности расположить капиллярный выступ в пределах зоны нагрева устройства и установить термостат на рабочую температуру.

16. Отрежьте кабель на конце цепи отопления и произведите конечную заделку. Если конечная заделка устанавливается не сразу, то кабель закрывается на определенное время конечным колпаком.

17. Защитите кабель на критических местах от повреждения (как например на цилиндрическом шкиве теплоизоляции на вентилях, насосов, фланцев и так далее).

18. Проверить все нагревательные устройства на неразрывность и сопротивление изоляции при помощи соответственно тестового оборудования, перед тем как монтировать теплоизоляцию и занести результаты в контрольный список.

19. Обеспечить защиту от короткого замыкая и превышения допустимого тока в месте с защитой от утечки на землю, если это требуется. Убедиться в том, что устанавливаемая обшивка соответствует той, что указана в проекте системы.

20. Занести все актуальные, монтированные длины кабеля в контрольный список и в изометрии.

21. Убедиться в правильности заземления труб. Убедиться, что защитное оборудование соответствует по своим параметрам устройству. При необходимости убедиться в том, что установки термостата соответствует проекту системы.

22. Установите термостат на определенную температуру. При необходимости положение механического термостата может фиксироваться силиконовым клеем RTV, который накладывается между головкой и шкалой.

23. Снова проверить устройство на неразрывность и сопротивление изоляции (минимум 10 мом). При нарушениях (слишком низком сопротивлениях) проверьте сначала кабель на вводе в теплоизоляцию и на конечных заделках.

24. Наклеить предупреждающие ярлыки после установки обшивки, через каждые три метра по разные стороны трубы.

Характеристики

Список файлов реферата