Характеристика потребителей электрической энергии

52



20



19



Введение

	Экономические преимущества природного газа как топлива и химического сырья в сочетании с большими его запасами создали прочную основу для быстрого развития газовой промышленности.

	Размещение разведанных и прогнозных запасов газа в нашей стране характеризуется тем, что основная часть их приходится на районы Западной Сибири, Крайнего Севера и Средней Азии. Это значит, что главные источники природного газа находятся на значительном удалении от основных потребителей – промышленных районов страны. Следовательно, успешное развитие газовой промышленности в целом зависит от решения проблем транспортировки газа на большие расстояния.

	В связи с тем, что нельзя транспортировать газ по трубам только за счет естественного давления в скважинах, развитие трубопроводного транспорта газа неразрывно связано со строительством и совершенствованием системы компрессорных станций (КС), устанавливаемых на трассе магистральных газопроводов через каждые 100 – 150 км.

	Современная компрессорная станция – это сложное, крупное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке газа к транспортировке: очистку от пыли, компримирование и охлаждение.

	Кроме оборудования, необходимого для выполнения основных технологических процессов, на станции имеются установки вспомогательного назначения, обеспечивающие водоснабжение, энергоснабжение, охлаждение масла и маслоснабжение, вентиляцию помещений и др.

	В настоящее время основным типом технологического оборудования крупных компрессорных станций является газоперекачивающий агрегат с газотурбинным приводом.

	Нюксенское линейно-производственное управление магистральных газопроводов (Нюксенское ЛПУМГ) является филиалом Предприятия по добыче, переработке и транспортировке газа “Севергазпром” открытого акционерного общества “Газпром”, входит в единую систему газоснабжения и действует в составе единого технологического комплекса в соответствии с Уставом Предприятия.

	Основными задачами ЛПУМГ являются:

Обеспечение устойчивого газоснабжения потребителей и надежного функционирования газотранспортной системы в зоне деятельности ЛПУМГ при наименьших материальных, трудовых и финансовых затратах.

Осуществление поставок газа потребителям на условиях и в объемах, определенных договорами, заключенными Предприятием.

Развитие производств, способствующих эффективной работе газотранспортной системы и повышению жизненного уровня работников.

Нюксенское ЛПУМГ обслуживает магистральный газопровод Ухта – Торжок I, II, III очередь, IV очередь Пунга - Ухта -  Грязовец, что составляет в однониточном исчислении 1005 км.

В состав газокомпрессорной службы входят 6 компрессорных цехов с  гибкой схемой технологической обвязки центробежных нагнетателей для увеличения транспорта  газа по магистральным газопроводам на 30 мл.куб.м./сут. технологического газа. 

	Компрессорные цеха оснащены следующими типами ГПА:

- цех 1         - ГТ-750-6 «Аврора»             4 агрегата        мощностью  6 тыс.кВт; 

- цех 2         - ГТК – 10-4                           4 агрегата         мощностью  10 тыс.кВт;

- цех 3         - ГТН – 16 М                         4 агрегата         мощностью  16 тыс.кВт;

- цех 4          - ГТК – 10-4                          4 агрегата         мощностью  10 тыс.кВт;

-цех 5         - ГТН – 16 М                         4 агрегата         мощностью  16 тыс.кВт;

-цех 6         - ГТН – 16 М                         4 агрегата         мощностью  16 тыс.кВт;.

Общая установленная мощность ГПА составляет 200 тыс.кВт. 

В зависимости  от типов привода газокомпрессорные  цеха  скомпонованы соответствующими  типами  нагнетателей  природного  газа: 

- цех 1       - ЦБН 370 – 17 – 1         4  шт.    производительностью 19,8 мл.м3/сут.;

- цех 2       - ЦБН 520 – 12 – 1         4  шт.    производительностью 29,6 мл.м3/сут.;

- цех 3       - ЦБН -2Н-16-56-1,44М -1            производительностью 51 мл.м3/сут.;

- цех 4        - ЦБН 520 – 12 – 1         4  шт.    производительностью 19,8 мл.м3/сут.

-цех 5         - ГТН – 16 М                4 шт         мощностью  16 тыс.кВт;

-цех 6        - ГТН – 16 М                 4 шт        мощностью  16 тыс.кВт;

           Газоперекачивающие  агрегаты, с соответствующим  центробежным  нагнетателем, в  зависимости  от объема  транспортируемого  природного  газа  могут  работать: как в одну  ступень, так и последовательно  в две  ступени. Расчетом  необходимого  количества  агрегатов  работающих  под нагрузкой  в  трассу, коммерческой и объемной  производительностью нагнетателей, количеством работающих вентиляторов АВО газа, занимается диспетчерская  служба предприятия.

               Каждые  два  часа, сменным  персоналом  газокомпрессорной  службы в суточную ведомость  записываются  основные  параметры  работающих  агрегатов и давлений  газа по линейной части магистрального  газопровода.

            Для  оперативных  переключений, при  перераспределении потоков технологического газа и аварийных ситуациях, на  линейной  части магистрального  газопровода  смонтированы  крановые  узлы  через каждые

  40 км. и на  водных переходах где  имеются  основные и дюкерные трубопроводы.































1.Характеристика потребителей электрической энергии

 На компрессорном цехе установлено четыре однотипных газоперекачивающих агрегата (ГПА) марки ГТН-16 и вспомогательное оборудование.

Управление газоперекачивающими агрегатами осуществляется оперативным персоналом компрессорного цеха.

Газотурбинная установка ГТН-16 используется для привода центробежных нагнетателей типа ЦБН-2Н-16-56-1,44М-1, которые предназначены для повышения давления транспортируемого по газопроводу газа.

Система электроснабжения ГТН-16 предназначена для питания электрических потребителей турбоперекачивающих агрегатов и вспомогательного оборудования:

энергоблока;

блока пенопожаротушения.

По надежности электроснабжения электроприемников газотурбинная установка ГТН-16 относится к I категории, поэтому в соответствии с требованиями ПУЭ потребители данной категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаиморезервируемых источников питания, при этом, нарушение электроснабжения допускается лишь на время автоматического включения резерва. Бесперебойное электроснабжение потребителей турбины электроэнергией обеспечивается внешним источником (от энергосистемы) и дизельным электрогенератором (ДЭГ). Переход на питание от того или другого источника происходит автоматически, с помощью схемы автоматического включения резерва (АВР), смонтированной в щите управления КТП. От безотказной работы схемы АВР зависит надежная работа турбоагрегата в целом.

Характеристики потребителей электрической энергии основного и вспомогательного электрооборудования ТКЦ  приведены в   таблице 1.1.

Таблица 1.1

Характеристики потребителей электрической энергии 

Наименование оборудования

Кол-во,

шт.

Рн,

кВт.

Uн,

В.

Режимы  работы

ГТН-16

4







Пусковой маслонасос

4

75

380

длительный

Винтовой маслонасос

4

22

380

длительный

Валоповоротное устройство

4

3

380

длительный

Сепаратор маслобака

4

5,5

380

длительный

Насос маслобака

4

3

380

длительный

Насос системы охлаждения масла

4

3

380

длительный

Вентилятор системы охлаждения масла 

24

5,5

380

длительный

Нагреватели системы охлаждения масла

16

18

380

длительный

Вентилятор отсоса воздуха

8

1,5

380

длительный

Электрозадвижка

20

0,55

380

кратковременный

Вентилятор приточный нагнетательного зала

8

5,5

380

длительный

Вентилятор приточный машинного зала

8

1,5

380

длительный

Вентилятор вытяжной нагнетательного зала

8

0,37

380

длительный

Вентилятор воздухоподготовки

8

7,5

380

длительный

Энергоблок

Вентилятор приточный

2

2,2

380

длительный

Вентилятор вытяжной

2

1,5

380

длительный

Вентилятор крышной

2

3

380

длительный

Выпрямительно-зарядное устройство

2

25

380

длительный

Блок пенопожаротушения

Насос

4

55

380

длительный

Насос

2

5,5

380

длительный

















2.Расчет распределительной сети 0,4 кВ

2.1.1. Расчет силовых нагрузок

Определение нагрузок силовых потребителей производится через расчетный коэффициент К. Коэффициент является справочной величиной [4] и зависит от эффективного числа приемников и коэффициента использования.

Эффективное число приемников:



                                              n= ,                                                       (2.1)

где - суммарная активная мощность потребителей электрической энергии цеха ,кВт;

P- максимальная мощность наиболее мощного приемника группы, кВт.

Коэффициенты использования и tg  для каждого из потребителей приняты из[7].

Расчетная активная нагрузка группы потребителей определяется:



                                           P= kP.                                                    (2.2)

Расчетная реактивная нагрузка определяется в зависимости от эффективного числа приемников n:

                                            при n10     Q= 1,1 P tg ;                 (2.3)

                                           при n10              Q=  P tg .               (2.4)

Полная расчетная мощность:

                                          S=.                                                            (2.5)

Расчетный ток определяем по формуле:

                                          .                                                                   (2.6)



В качестве примера определим расчетные нагрузки по РП 1 ГТН-16 №1.

Суммарная мощность:



Рн=175+122+13+15,5+13+13+65,5+418+21,5+50,55+25,5+20,37+

        	+21,5+27,5=252 кВт.

Расчетная активная мощность:



     Рр=1750,75+1220,75+130,4+15,50,7+130,7+130,75+65,50,7+4180,55+

+21,50,7+50,550,4+25,50,7+20,370,7+21,50,7+27,50,7=169 кВт.

Расчетная реактивная мощность:



Qp=1750,750,75+1220,750,75+130,40,75+15,50,70,75+130,70,75+

    	+130,750,75+65,50,70,75+4180,550,48+21,50,70,75+50,550,40,75+

    	+25,50,70,75+20,370,70,75+21,50,70,75+27,50,70,75=116 кВт.

По (2.1) определяем эффективное число приемников:

n=шт. 

Определяем средневзвешенный коэффициент использования:

.

По [6] определяем расчетный коэффициент нагрузки:

kp=1,0              при  nэф=7 шт.,  kи.св=0,67                    

Полная расчетная мощность:



S=.

Определяем расчетный ток:

.     

Расчетные нагрузки остальных потребителей определяем аналогично.

Данные расчета сведены в приложение 1.



2.1.2. Расчет осветительных нагрузок

Правильно спроектированные и выполненные осветительные установки способствуют  рациональному использованию электроэнергии, создание оптимальных условий  для зрительной работы человека, повышении  производительности труда, уменьшению аварий и случаев травматизма снижению утомляемости работников. Задачей осветительной установки производственного помещения является обеспечение достаточной освещенности рабочей поверхности и создания благоприятного распределения яркости стен и потолка в поле зрения.

Эти требования положены в основу действующих норм и правил. [5].

Выбор светильников определяется характером окружающей среды, требованиями к взрыво и пожаробезопасности, к светораспределению и ограничению слепящего действия, а также соображениями экономики.  Освещенность в точке  поверхности - отношение светового потока, падающего на элемент поверхности, содержащую эту точку, к площади этого элемента.

Осветительную нагрузку будем определять методом удельной мощности на единицу площади помещения. Согласно [6] расчетная активная и реактивная мощность  осветительной нагрузки определяется по формулам:



                                            Руст =S,							(2.7)



где – удельная мощность на единицу площади, Вт/м2;

S – площадь освещаемого помещения, м2.



                                           Ppо =kс kпра Руст;						(2.8)

                                          Qpo = Ppо tg,						(2.9)



где kс – коэффициент спроса:

kс =1 – для групповой сети и всех звеньев сети аварийного освещения, для мелких производственных помещений, наружного освещения;

kс =0,95 – для производственных помещений, состоящих из отдельных крупных пролетов;

kс =0,9 – для бытовых и административных помещений.;

kс =0,8 – для производственных зданий, состоящих из отдельных помещений;

kс =0,6 – для складских помещений;

kпра – коэффициент потерь  пускорегулирующей аппаратуры:

kпра =1,1 – для ламп типа ДРЛ;

kпра =1,2 – для люминесцентных ламп;

tg  соответствует СOS   применяемых типов ламп.:

СОS  = 1 для ламп накаливания;

СОS=0.95 для люминесцентных ламп;

СОS  = 0.65 для ламп ДРЛ.

По формуле:



                       ;						(2.10)



определяем t g , соответствующий соs:



соs = 1; 	t g =0;

соs =0,.95;	tg=0,33;

соs =0.65;	t g =1,17.



В качестве примера приведем расчет осветительной нагрузки помещения нагнетателя ЦБН-2Н-16  укрытия ГТН-16. Помещение по взрывоопасности относится к классу В-1а. Поэтому для системы общего освещения цеха, а также для аварийного освещения принимаем светильники взрывозащищенные марки ВЗГ-200М с лампами накаливания. 

При  внезапном отключении рабочего освещения в помещении нагнетателя ЦБН-2Н-16  укрытия ГТН-16 устанавливается аварийное освещение, обеспечивающее на рабочем месте освещенность не менее 5% норм, установленных для рабочего освещения лампами накаливания.

Так как газоперекачивающий агрегат ЦБН-2Н-16 расположен в центре укрытия и имеет своеобразное конструктивное исполнение, то для удобства обслуживания и лучшего освещения отдельных узлов агрегата светильники будем устанавливать на несущих колоннах на отметке +6,0 метров.

Из[5, табл. 1] для агрегата принимаем:

разряд зрительных работ – VIII;

подразряд – в;

освещенность – 50 лк.

Выбираем лампы накаливания марки Б220-150  Рл.ст. =150 Вт.

При коэффициентах :

принимаем =11,4 Вт/м2 , [7].

Установленная мощность осветительной установки:

Руст =11,4108=1231 Вт.

Расчетная активная мощность:

Рр.о=0,9511231=1169 Вт.

Количество светильников:



                                            ;						(2.11)

; принимаем шт.

Аналогичным образом определяем осветительные  нагрузки по другим помещениям. При расчете аварийного освещения разряд зрительных работ снижаем на одну ступень.

Данные расчетов рабочего освещения сведены в таблицу 2.1, аварийного освещения – в таблицу 2.2.





Таблица 2.1

Расчет осветительных нагрузок

Наименование помещения

Разряд

 зрит. работ

Ен,

 Лк

S,
м2

h,

м

Тип

светильника

Рл,

Вт

Кол-во

,
В/м2

Руст, 
Вт



Рро, 
Вт

Q,
Вар

Укрытие нагнетателя ТА-1

VIII- в

50

108

6

ВЗГ-200

150

8

11,4

1231

1169

-

Укрытие нагнетателя ТА-2

VIII- в

50

108

6

ВЗГ-200

150

8

11,4

1231

1169

-

Укрытие нагнетателя ТА-3

VIII- в

50

108

6

ВЗГ-200

150

8

11,4

1231

1169

-

Укрытие нагнетателя ТА-4

VIII- в

50

108

6

ВЗГ-200

150

8

11,4

1231

1169

-

Укрытие турбины ТА-1

IV-г

100

216

6

РСПО 5/ГО3

250

12

13,6

2938

3070

3592

Укрытие турбины ТА-2

IV-г

100

216

6

РСПО 5/ГО3

250

12

13,6

2938

3070

3592

Укрытие турбины ТА-3

IV-г

100

216

6

РСПО 5/ГО3

250

12

13,6

2938

3070

3592

Укрытие турбины ТА-4

IV-г

100

216

6

РСПО 5/ГО3

250

12

13,6

2938

3070

3592

Блок-бокс пенотушения

VIII-в

50

60

3

НСПО 02-100

100

8

12,7

760

608

-

Энергоблок (КТП)

IV- г

100

144

3

ЛСО 02

2х40

16

8,7

1256

1206

398

Энергоблок (аккумуляторная)

IV- г

100

72

3

ВЗГ-200

150

8

17

1224

979

-

Энергоблок (вент.камера)

VIII-в

50

36

3

НСПО 02-100

100

4

11,6

417

334

110

 Энергоблок (бытовка)

XI

75

48

3

ПВЛМ

2х40

6

9,9

475

513

169

ВСЕГО ПО ЦЕХУ:

















20808

20596

15072







Таблица 2.2

Расчет аварийного освещения

Наименование помещения

Разряд

 зрит. работ

Ен,

 Лк

S,
м2

h,

м

Тип

светильника

Рл,

Вт

Кол-во

,
В/м2

Руст, 
Вт



Рр, 
Вт

Q,
Вар

Укрытие нагнетателя ТА-1

VIII- в

25

108

3

ВЗГ-200

150

4

5,8

626

595

-

Укрытие нагнетателя ТА-2

VIII- в

25

108

3

ВЗГ-200

150

4

5,8

626

595

-

Укрытие нагнетателя ТА-3

VIII- в

25

108

3

ВЗГ-200

150

4

5,8

626

595

-

Укрытие нагнетателя ТА-4

VIII- в

25

108

3

ВЗГ-200

150

4

5,8

626

595

-

Укрытие турбины ТА-1

IV-г

25

216

3

НСПО 02-100

100

6

3,1

669

635

-

Укрытие турбины ТА-2

IV-г

25

216

3

НСПО 02-100

100

6

3,1

669

635

-

Укрытие турбины ТА-3

IV-г

25

216

3

НСПО 02-100

100

6

3,1

669

635

-

Укрытие турбины ТА-4

IV-г

25

216

3

НСПО 02-100

100

6

3,1

669

635

-

Блок-бокс пенотушения

VIII-в

25

60

3

НСПО 02-100

100

2

3,3

198

158

-

Энергоблок (КТП)

IV- г

50

144

3

НСПО 02-100

100

8

5,5

792

583

-

Энергоблок (аккумуляторная)

IV- г

25

72

3

ВЗГ-200

150

3

6,1

439

343

-

ВСЕГО ПО ЦЕХУ:

















6609

6004

-









2.2.Выбор силовых цеховых трансформаторов 

2.2.1. Выбор числа и мощности трансформаторов 

Решение вопроса выбора трансформаторов и схемы электроснабжения сводится к выбору наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям. Экономические требования к выбору оборудования сводятся к достижению наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сетям к потребителям, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на строительство объектов. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрооборудования. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта выбора оборудования КТП производится по приведенным затратам.

Выбор числа  и мощности трансформаторов цеховой ТП, согласно [11], осуществляем одновременно с решением вопроса компенсации реактивной мощности.

Для выбора числа и мощности трансформаторов определяем суммарную расчетную активную, реактивную и полную нагрузки на шинах низшего напряжения цеховой ТП:



Р=Рр.цех+Рр.осв.=874+20,6=894,6 кВт;

Q=Qр.цех+ Qр.осв.=623+15=638 квар;

S===1100 кВА.



Минимальное число цеховых трансформаторов определяем по формуле:

                                             ,                                                  (2.12)

где k- коэффициент загрузки, для потребителей I категории k=0,65-0,7;

принимаем k=0,65.

Рассмотрим варианты:

 шт

шт.

шт.

Последний вариант не рассматриваем, т.к. он менее надежный.

Величина реактивной мощности, которую может пропустить трансформатор со стороны ВН в сеть низшего напряжения (для масляных трансформаторов):

                                            Q=;                                    (2.13)

Q==1013 квар;

Q==1116 квар.

Мощность, которую необходимо скомпенсировать:

                                          Q =Q-Q;                                                          (2.14)

Q=638-1013=-375 квар;

Q=638-1116=-478 квар.

Компенсации реактивной мощности не требуется.

Уточняем коэффициенты загрузки:

                                                ;                                                   	(2.15)

;                       .

В аварийном режиме:

                                     ;                                                        (2.16)

;                     .

Для масляных трансформаторов мощностью до 2500 кВА значение ,

что соответствует требованиям ГОСТ 14209-85.

2.3. Выбор элементов схемы распределения электрической энергии

2.3.1. Выбор распределительных пунктов

 	Выбор силовых шкафов и пунктов осуществляется по степени защиты, в зависимости от характера среды в цехе, по его комплектации.

Для приема и распределения электроэнергии к группам потребителей    ГПА применяем специализированные силовые щиты управления ЩЩ, поставляемые комплектно с турбиной.

Учитывая расположение приемников электроэнергии, используем четыре силовых щита управления ЩЩ (по одному на каждый агрегат), расположив их в помещении турбоагрегата ГТН-16. Силовые щиты управления имеют на вводе два автоматических выключателя для питания с разных секций КТП.

Щит ЩЩ (рис.2.1) конструктивно разделен на четыре части в которых установлены панели. Ключи и кнопки управления и сигнальная арматура расположены на дверях. Каждая панель щита выполняет свою определенную функцию.

Расположение панелей щита ЩЩ



А-1

А-2

В-1

В-2

С-1

С-2

D-1

D-2

А-3

А-4









D-3

D-4

А-5

А-6

В-3

В-4

С-3

С-4

D-5

D-6

А-7

А-8

В-5

В-6

С-5

С-6

D-7

D-8

А-9

А-10

В-7

В-8

С-7

С-8

D-9

D-10



Рис.2.1



На щите ЩЩ расположены следующие панели:

-    А-1  – вентилятор отсоса воздуха;

В-1 – насос маслопрокачки;

В-2, В-3 – электрозадвижки;

В-8 – освещение укрытия;

С-1 и С-2 – вводные автоматы;

С-3 – пусковой маслонасос;

С-4 – винтовой маслонасос;

С-5 – насос системы охлаждения масла;

С-6 – валоповоротное устройство;

С-7, С-8 – резерв;

D-1, D-2, D-3, D-4, D-5, D-6 – вентиляторы системы охлаждения масла;                               

D-7, D-8, D-9, D-10 – нагреватели системы охлаждения масла;                                            

      Силовые щиты управления выбираются по следующим условиям:

Номинальный ток силового щита должен быть больше расчетного  тока группы приемников:

                                                            ,                                                 (2.17)

где - номинальный ток силового щита;

- расчетный ток группы потребителей.

Число присоединений к силовому щиту и их токи не должны превышать количества отходящих от силового щита линий и их допустимые токи:

                                                           ,                                           (2.18)

где - допустимый ток присоединения, А;

        - расчетный ток присоединения, А.

Рассмотрим выбор силовых щитов на примере РП 1:

Группа из 31 потребителя имеет расчетный ток .

Выбираем силовой щит управления ЩЩ с техническими характеристиками

, число отходящих линий равно 36.

Результаты выбора силовых распределительных пунктов сведены в    таблицу 2.3, осветительных пунктов – в таблицу 2.4.                                                                                                              

 Таблица 2.3

Выбор силовых распределительных пунктов

Номер РП

Место

установки

Тип

Iр,

А

Iн.рп, А

Число отходящих

линий , Iн.авт, А

РП1-РП4

Помещение

турбоагрегата

ГТН-16

ЩЩ

312

400

2400; 1160;  563;

4 25; 2416

РП5

Энергоблок

КТП

ПР8513-35-00-1ХХ-21-1ХХ-54

79,5

250

2160;260;816

РП6

Блок

пенопожаротушения

ПР8513-39-00-1ХХ-21-1ХХ-54

154

630

2250; 2160; 4 25

РП7

Блок

пенопожаротушения

ПР8513-39-00-1ХХ-21-1ХХ-54

154

630

2250; 2160; 4 25





















Таблица 2.4

Выбор осветительных распределительных пунктов

Номер

ЩО

Место

установки



Тип

Iр,

А

Iн.рп,

А

Число

отходящих линий , Iн.авт, А

ЩО1

Укрытие ГПА№1

ОЩВ-6АУХЛ4

6,3

25

616

ЩО2

Укрытие ГПА№2

ОЩВ-6АУХЛ4

6,3

25

616

ЩО3

Укрытие ГПА№3

ОЩВ-6АУХЛ4

6,3

25

616

ЩО4

Укрытие ГПА№4

ОЩВ-6АУХЛ4

6,3

25

616

ЩО5

Энергоблок КТП

ОЩВ-6АУХЛ4

5,1

25

616

ЩО6

Блок пенопожаротушения

ОЩВ-6АУХЛ4

3,4

25

616



2.3.2. Выбор кабельных линий 0,4 кВ

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

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

По нагреву расчетным током:



                                               ,                                            (2.19)



где - расчетный ток линии, питающий группу приемников или номинальный ток приемника  для линии, питающей единичный потребитель; 

- поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для проводов и кабелей при их многослойной прокладке в коробах;

- поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры в цехе от температуры, при которой заданы  [1].



Проверка по термической стойкости:



                                                 ,                                       (2.20)



где  - время отключения КЗ, с;

- выдержка времени срабатывания отсечки селективного автомата,  (для

автоматов отходящих линий обычно принимают минимальные уставки по времени), с;

- время гашения дуги, для автоматических выключателей типа “Электрон” принимают равным 0,06с, для автомата А3700 – 0,01с;



- усредненное значение времени затухания свободных токов КЗ, принимается равным 0,03с;

- расчетный ток КЗ;

=75 Ас/мм- для кабелей с алюминиевыми жилами, полихлорвиниловой изоляцией;

Выбранные сечения проводов и кабелей необходимо проверить на потери напряжения, которые определяются по формуле:



                                         ,                       (2.21)



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

- длина линии, м;

- угол сдвига между током и напряжением сети.

Для примера рассмотрим выбор кабеля, соединяющего шины ТП и щит управления РП1 ГПА №1:



 	,   кабель прокладываем в кабельном канале, в земле.

      принимаем из [1].

.



Выбираем кабель марки АВВГ (4150),       [1].

335А  312 А – условие допустимого нагрева выполняется.

Проверку условия обеспечения нормального напряжения на зажимах электродвигателей и других приемников электроэнергии рассмотрим на примере  мощного приемника, двигателя пускового маслонасоса:



Р=75кВт, I=140,7А;

 

                      ,                    (2.22)



где Uкл.ТП-РП1 –потеря напряжения в кабеле, питающем РП1, В;

      UШРА.РП1 –потеря напряжения в шинопроводе ШРА РП1, В;

      Uкл.дв. –потеря напряжения в кабеле, питающем двигатель, В.



;

;

;

.

Суммарные потери составят 2,9% от номинала, что меньше U=5%.

Выбор сечения кабелей и проводов для остальных электроприемников  производим аналогично. Данные расчетов сведены в приложение 2.

2.4.. Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ

        В электроустановках напряжением до 1 кВ расчет токов КЗ выполняется с целью проверки коммутационной аппаратуры и шинопроводов на динамическую стойкость, проверки чувствительности и селективности действия защит. В расчетах учитываются все активные и индуктивные сопротивления короткозамкнутой цепи, включая активные сопротивления различных контактов и контактных соединений, а также сопротивления электрической дуги в месте КЗ.

       Проверку параметров электрооборудования обычно выполняют для режима трехфазного КЗ.

       Начальное действующее значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ определяем по формуле:



                                                ,                                                (2.23)



где U-среднее номинальное напряжение сети, в которой рассматривается КЗ;

      r, x- соответственно, суммарное активное и суммарное индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи КЗ, мОм.

	Индуктивное сопротивление системы:



                                               ,                                              (2.24)



где Iоткл.ном.- номинальный ток отключения выключателя, кА.

       Активное, индуктивное сопротивления трансформатора определяем по формулам:



                                         ;                                                           (2.25)

                                          ,                              (2.26)



где ?Р- потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

       S- номинальная мощность трансформатора, кВА;

       U- напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ;

       U- напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Активные и индуктивные сопротивления прямой последовательности шинопроводов, кабелей определяем через значения удельных сопротивлений:



                                                       ;                                                   (2.27)

                                                       ,                                                   (2.28)



где   r, x- соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности, мОм/м;

        l – длина шинопровода, м.

Значения удельных сопротивлений шинопроводов принимаем из [3], удельные сопротивления кабелей из [3], активные сопротивления катушек и контактов автоматических выключателей из [3], активные переходные сопротивления неподвижных контактных соединений кабелей и шинопроводов из [3].

         Фрагменты расчетной схемы и схемы замещения показаны на рисунках 2.2 и 2.3 соответственно.

          Рассчитаем параметры схемы замещения.

Сопротивления понижающего трансформатора:



;

.













Фрагмент расчетной схемы



Рис. 2.2 

Фрагмент схемы замещения



Рис. 2.3 

Сопротивление питающей системы:



.



Сопротивления кабельных линий:



W4 АВВГ(4150)    ;         .

W127 АВВГ(470)   ;         .

Сопротивление распределительного шинопровода ШРА4:



;      .



Сопротивления первичных обмоток трансформаторов тока:



ТА1		;	.

ТА7		;	.



Сопротивления автоматических выключателей:



QF1		I=1600А	.

QF3		I=1000А	.

QF8		I=630А	.

QF23		I=400А	.

QF125		I=250А	.



Сопротивления болтовых контактов.

Трансформатор - автоматический выключатель QF1: 

.

Шины ТП - автоматический выключатель QF1, QF3, QF8:

.

Автоматический выключатель QF8, QF23 – кабель W4:

.

Автоматический выключатель QF23, QF125 – шинопровод РП4:

.

 Автоматический выключатель QF125 – кабель W127:

.

Параметры асинхронного двигателя М1:



                                    ;	                         		(2.29)

;

                                           ;	   	                     (2.30)

;

                                           ; 					(2.31)

;

                        ;	                    (2.32)

.



В качестве примера рассчитаем ток трехфазного КЗ в точке К1.

При расчете тока КЗ в точке К1 расстояние между фазами проводников в КТП мощностью 1000 кВА составляет 70 мм [3], следовательно длина дуги l=70мм.

Напряженность в стволе дуги составит:



.



Сопротивление дуги найдем после определения тока КЗ в месте повреждения без учета дуги. Расчет тока трехфазного КЗ в точке К1 без учета подпитки двигателя.

Суммарные сопротивления до точки КЗ составят:



;

.



Определим ток КЗ без учета сопротивления дуги:



.



Сопротивление дуги составит:



.



Ток КЗ с учетом сопротивления дуги:



      .



Допускается не учитывать влияние двигателей, если их суммарный номинальный ток не превышает 1% начального значения периодической составляющей тока в месте КЗ, рассчитанного без учета электродвигателей.



140,7А.



Поэтому подпитку от двигателя учитывать не нужно.

Определим значение ударного тока в точке К1:



                                               ,					(2.33)



где ударный коэффициент определяется по формуле:



                                                 ;			           	(2.34)

;       

 	   ;

.



Токи однофазного КЗ в сетях напряжением до 1 кВ, как правило, являются минимальными. По величине этих токов проверяется чувствительность защитной аппаратуры. 

Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ определяется по формуле:



                                           ,                                      (2.35)

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

 z - сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ, мОм.



              ,                            (2.36)



где  х, х и r, r- индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательностей силового трансформатора, (х= х,r= r);

хи  r- индуктивное и активное сопротивления нулевой последовательности силового трансформатора, мОм [3];

х- индуктивное сопротивление системы, приведенное к сети низшего напряжения, мОм;

r- значения переходных контактов, мОм .



                                             ,                                                           (2.37)



где  l – длина участка сети, м;

z- полное удельное сопротивление петли фаза-ноль, мОм [3].



;

.



Расчет токов КЗ в других точках проводим аналогичным образом. Результаты расчета сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5

Расчет токов короткого замыкания

Точка

КЗ

+rд,

мОм

,

мОм

,

мОм

,

кА

,

кА

,

кА





,

кА

К1

6,6

9,2

-

20,2

17,4

15,4

1,1

31,4

К2

7,23

9,3

-

19,6

17

15,4

1,087

30,13

К3

33,3

17,5

52

6,15

5,3

3,45

1,03

8,7

К4

51

20

81

4,22

3,6

2,39

1,013

5,9



Проверка кабелей на термическую стойкость:

W4:  АВВГ (4150)



, данный кабель проходит.



W127:  АВВГ (470)



, данный кабель проходит.

2.5.Выбор и проверка коммутационно-защитной аппаратуры 0,4 кВ

       Защиту электроприемников, питающихся от силовых щитов управления ЩЩ и РП, осуществляем автоматическими выключателями.

Рассмотрим выбор автоматических выключателей для участка: начиная от ввода трансформатора, далее по отходящей линии, питающей РП, и защиту электродвигателя, присоединенного к ш.......................