Пояснительная записка к дипломному проекту на тему Электроснабжение и технический учет электроэнергии цеха цгфу ООО «Тобольск-Нефтехим» icon

Пояснительная записка к дипломному проекту на тему Электроснабжение и технический учет электроэнергии цеха цгфу ООО «Тобольск-Нефтехим»


Смотрите также:
К дипломному проекту...
Пояснительная записка относится к дипломному проекту на тему “Анализ работы фонда скважин...
Пояснительная записка к эскизному проекту Саратов ООО «лапик»...
Пояснительная записка к дипломному проекту Согласовано...
Правила внутреннего трудового распорядка для Работников ООО «Тобольск-Нефтехим». Общие положения...
Программа Учебной технологической практики для студентов 4 курса специальности «Химия» на базе...
Пояснительная записка к проекту федерального закона «Технический регламент «О безопасности...
Разработка электромашинного цеха электровозоремонтного депо (пояснительная записка) 190303. 54...
К дипломному проекту...
К дипломному проекту...
Пояснительная записка к дипломному проекту на тему: «Изучение роли температурных эффектов при...
К дипломному проекту...



страницы: 1   2   3   4   5   6   7
вернуться в начало

Введение


Целью данного дипломного проекта является разработка системы электроснабжения цеха ЦГФУ ООО «Тобольск-Нефтехим» и автоматизированной системы технического учета электроэнергии.

В проекте производиться расчет токов короткого замыкания, расчет уставок и выбор релейной защиты, выбор оборудования на ЦРП-2 и цеховых трансформаторных подстанциях, выполнена молниезащита и заземление здания ГФ-3.

Особое внимание уделяется внедрению на производстве новой системы технического учета электроэнергии. Актуальность этой темы заключается в том, что благодаря данной системе посредством организационно-технических мероприятий удается экономить до 3-5% электроэнергии. Также рассматривается вопрос влияния производства на окружающею среду. В проекте приведены результаты технико-экономического расчета по техническому учету электроэнергии.
  1. ^

    ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1. Назначение технологического процесса.



Газофракционирующее производство (ЦГФУ, отделение ГФ-1) предназначено для разделения методом ректификации нестабильного газового бензина (широкой фракции легких углеводородов) на фракции индивидуальных углеводородов.

Проектная мощность отделения ГФ-1 составляет 3 млн. тонн сырья в год, при составе сырья согласно проекту (объект 96/149К-ТХ). Введено в действие в 1984 году.

В состав отделения ГФ-1 входят:

а) Наружная установка, включающая в себя блок колонных агрегатов, наружную этажерку;

б) Производственное помещение, в котором размещены:

 станция перекачки парового конденсата (СПК);

 редукционно-охладительная установка (РОУ);

 помещение для датчиков хроматографов.

Автоматическое управление технологическим процессом осуществляется из отдельно стоящего помещения управления ГФ-3.

Разделение исходного сырья на фракции индивидуальных углеводородов осуществляется в одной технологической нитке, кроме выделения этан-пропановой фракции.

Выделение этан-пропановой фракции осуществляется в двух параллельно работающих колонных агрегатах К-1/1 и К-1/2.

^

1.2. Описание технологического процесса.



Сырьё - широкая фракция легких углеводородов из магистрального

трубопровода Южный Балык - Тобольск через склад непрерывно подается в отделение ГФ 1 газофракционирующей установки, где и происходит разделение исходного сырья на фракции.

Разделение исходного сырья на фракции индивидуальных углеводородов производится в следующей последовательности (приложение 1):

  1. выделение этан-пропановой фракции (К-1)

  2. выделение изобутан-бутановой фракции (К-2)

  3. разделение изобутан-бутановой фракции (К-3)

  4. выделение изопентан-пентановой фракции (К-4)

  5. разделение изопентан-пентановой фракции (К-5)

  6. разделение этан-пропановой фракции (К-6)


Выделение этан-пропановой фракции.


Сырьё на входе нагревается и поступает в качестве питания в две параллельно работающие колонны К 1 /I, и К 1 /II. Пары этан-пропановой фракции, уходящие с верха колонны К-1/I, поступают в конденсатор, где частично конденсируются. Туда же поступают пары этан-пропановой фракции из колонны К 1 /II.

Предусмотрена возможность подачи всего или частичного количества парообразной этан-пропановой фракции на ТЭЦ. При завышении давления в системе предусматривается возможность дистанционного стравливания паров с колонны К 1 /I на факел с помощью электрозадвижки.

Кубовый продукт, смесь углеводородов С4, С5, С6 и выше самотеком за счет разницы в давлениях поступает в колонну К-2.

Назначение и взаимосвязь установленного оборудования, режимные параметры, а также контроль и автоматизация колонны К-1/II аналогичны К-1/I .


Выделение изобутан-бутановой фракции.


Выделение изобутан-бутановой фракции из смеси углеводородов С4, С5, С6 происходит на ректификационной колонне К-2.

Кубовые продукты колонн К-1 /I,II после клапанов объединяются и общим потоком поступают на распределительную тарелку колонны К-2 в качестве питания. Пары изобутан-бутановой фракции, уходящие с верха колонны К-2, перекачиваются насосами Н-16 /I,II в качестве питания в колонну К-3.

Предусматривается возможность дистанционного стравливания паров с колонны К-2 на факел с помощью электрозадвижки.

Кубовый продукт колонны - смесь углеводородов С5 - С6 и выше с коррекцией расхода по уровню в кубе колонны К-2 поступает в колонну К-4 самотеком за счет разницы в давлении.


Разделение изобутан - бутановой фракции.


Разделение изобутан - бутановой фракции на индивидуальные изобутан и н-бутан осуществляется на колонне К-3.

Изобутан - бутановая фракция (дистиллят колонны К-2) насосами подается на одну из тарелок питания колонны К-3.

Пары изобутановой фракции, уходящие с верха колонны К-3, поступают на склад в качестве товарного продукта. Предусмотрена возможность подачи изобутановой фракции в цех БК-2 в качестве сырья.

Предусматривается возможность ручного дистанционного стравливания паров с колонны К-3 на факел с помощью электрозадвижки № 4.

Кубовый продукт К 3, фракция нормального бутана подается насосами или же под собственным давлением, минуя насос, на склад в качестве товарного продукта.

Предусмотрена возможность подачи н-бутана из куба колонны К-3 с линии нагнетания насосов в цех ДБО-2,3.

Предусмотрена возможность откачки изобутановой и н бутановой фракций в линию не кондиции на склад Б-3 в случаях нарушения качества этих продуктов или по другим причинам.

Выделение изопентан - пентановой фракции.


Выделение изопентан - пентановой фракции из смеси углеводородов С5 - С6 и выше происходит на ректификационной колонне К-4.

Смесь углеводородов С5 - С6 отбирается с куба колонны К-2, поступает на одну из тарелок питания колонны К-4 в зависимости от состава поступающей фракции.

Пары изопентан-пентановой фракции, уходящие с верха колонны К-4, насосами перекачивается насосами в колонну К-5 в качестве питания.

Предусматривается возможность дистанционного стравливания паров с колонны К 4 на факел с помощью электрозадвижки.

Кубовый продукт колонны К 4, гексановая фракция насосами откачивается на склад в качестве товарного продукта.


Разделение изопентан-пентановой фракции.


Разделение изопентан-пентановой фракции на изопентан и нормальный пентан происходит в колонне К 5.

Изопентан-пентановая фракция подается насосами на одну из тарелок питания колонны К 5 в зависимости от состава поступающей фракции.

Пары изопентановой фракции, уходящие с верха колонны К 5 откачиваются на склад в качестве товарного продукта.

Кубовый продукт колонны К 5, фракция н-пентана, охлаждается и откачивается в качестве товарного продукта на склад Б 7/1.


Разделение этан-пропановой фракции.


Пары этан-пропановой фракции через подогреватель откачивается в колонну К 6 в качестве питания.

Колонна К 6 предназначена для разделения этан-пропановой фракции на этановую и пропановую.

Этан-пропановая фракция насосами подается на распределительную тарелку колонны К 6.

Пары этан-пропановой фракции, уходящие с верха колонны К 6 конденсируются и отводятся в топливную сеть комбината через сепаратор или на ТЭЦ.

Кубовый продукт колонны К 6, пропановая фракция, охлаждается и самотеком за счет разницы в давлениях поступают на склад.


Подача метанола


Для предотвращения образования гидратных пробок в трубопроводах межцеховых коммуникаций предусмотрена подача метанола в следующие трубопроводы: пропановой, изобутановой, бутановой, изопентановой, пентановой, гексановой фракций и продуктов аварийного опорожнения. Подача метанола производится в холодное время года (октябрь-март месяцы).


Техническое обеспечение системы контроля и регулирования.


Для осуществления централизованного управления технологическим процессом предусмотрен агрегатный пневматический комплекс централизованного контроля, регулирования и дистанционного управления - комплекс “Центр”, на пультах которого размещены мнемосхема технологического процесса и предупредительная сигнализация отклонения параметров.

Предусмотрена автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) с применением ЭВМ. В объем АСУ ТП входит также автоматическая система защиты, выполняющая логические операции по безопасному останову технологического процесса в аварийной ситуации.

Предусмотрена телефонная и громкоговорящая связь между операторной ГФ-3 и наружной установкой ГФ-1.

^

1.3. Основное технологическое и силовое оборудование



Основным технологическим оборудованием в производстве являются:

  • насосы, необходимые для перекачивания продуктов (углеводороды, циркуляционная вода) технологических процессов;

  • колонные агрегаты предназначенные для разделения газа;

  • факельная установка, необходимая для сжигания углеводородов (факельная установка предназначена для аварийных режимов);

  • аппараты воздушного охлаждения предназначенные для охлаждения готовых продуктов;

  • теплообменники, предназначенные для нагрева сырья;

  • емкости, предназначенные для сбора готовых продуктов;

  • задвижки, режимы работы которых строго определяется требованиями технологического процесса.

Основными электроприемниками установки являются электродвигатели насосов и агрегатов воздушного охлаждения (АВО).


^

1.4. Характеристика производственных помещений



Цех газоразделения по характеру сырья, получаемых продуктов относится к категории взрывопожароопасных производств. Категорию цеха определяют продукты, относящиеся к сжиженным углеводородным газам и легковоспламеняющимся жидкостям с низкой температурой вспышки и высокой упругостью паров. К ним относятся: этан, пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан, гексан.

Опасными местами в цехе являются:

  • открытая насосная; метанольная установка;

  • отметка 14.400 м, где расположены аппараты воздушного охлаждения, отметка 7.200м;

  • крыша РОУ, СПК, где возможен выброс пара после срабатывания ППК;

  • хроматографическая, помещение РОУ, помещение РП и аккумуляторная;

  • места, находящиеся ниже уровня земли.



^

2. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ



2.1. Электрооборудование, применяемое на производстве


Система электроснабжения связана с технологической системой через электроприёмники (ЭП). Из всего применяемого электрооборудования можно выделить укрупненно основную массу ЭП. К ним относятся:

- силовые общепромышленные установки - электродвигатели насосов, вентиляторов, подъемно-транспортных устройств и т.п.;

- электрические осветительные установки;

- электрооборудование ГФ-3;

- электрооборудование КИПиА и АСУ ТП.

В цехе ЦГФУ имеются электроприемники первой категории и особой группы первой категории. Согласно ПУЭ, электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроснабжения особой группы электроприемников первой категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников первой категории и качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников первой категории могут быть использованы местные электростанции и электростанции энергосистемы, агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи.

Электроприемники особой группы первой категории обеспечивают безопасный останов производства.


2.2. Расчет мощности электрических нагрузок


Электрические нагрузки систем электроснабжения определяют для выбора числа и мощности силовых трансформаторов, мощности и места подключения компенсирующих устройств, выбора и проверки токоведущих элементов по условию допустимого нагрева, расчета потерь, колебания напряжения и выбора защиты.

Для начала расчетов определим максимальную расчетную нагрузку. Под максимальной нагрузкой понимают, наибольшее значение нагрузки элементов системы электроснабжения, усредненное на интервале времени, за которое температура этих элементов достигает установившегося значения. Для графиков, длительность цикла которых не превосходит трех постоянных времени нагрева элемента сети, расчетная нагрузка может быть принята равной эффективной, т.е. среднеквадратичной нагрузке.

Определяя максимальную нагрузку производства, необходимо определить нагрузки электроприемников цеха, участков, предполагая отсутствие источников реактивной мощности в системе электроснабжения. Результаты расчета электрических нагрузок используются как исходные данные для выбора числа и мощности силовых трансформаторов с одновременным определением мощности и мест подключения компенсирующих устройств.

Далее, необходимо рассчитывать электрические нагрузки всей сети электроснабжения с учетом мощности и места подключения компенсирующих устройств в системе электроснабжения.

Для низковольтного оборудования расчетная максимальная нагрузка определяется по методу упорядоченных диаграмм. По этому методу, для группы электроприемников, максимальная расчетная мощность определяется из выражения:

, (2.1)

где Кма – коэффициент максимума;

Рн – номинальная мощность группы электроприемников (ЭП);

Киа – коэффициент использования активной мощности.

Коэффициент использования активной мощности можно определить по следующей формуле:

, (2.2)

где рнi – номинальная мощность отдельных ЭП группы,

Рн определяется как сумма номинальных мощностей, за исключением резервных;

Кма является функцией двух переменных – nэ и Киа и определяется по графикам или таблицам;

nэ – эффективное количество электроприемников, которое определяется по формуле:

, (2.3)

Для электроприёмников длительного режима работы, практически с постоянным графиком нагрузки коэффициент максимума Кма принимается равным единице. Расчетная максимальная мощность для этих потребителей рассчитывается по следующей формуле:

, (2.4)

К таким потребителям можно отнести электродвигатели насосов, дутьевых вентиляторов и т.п.

Далее определяется расчетная реактивная и полная мощности по выражениям:

, (2.5)

, (2.6)

Рассчитаем нагрузки для цеха ЦГФУ. Исходными данными являются значения Рн, cos ,  для электроприемников.

Все электроприемники цеха можно разделить на три группы:

Электроприемники, работающие в длительном режиме:

Для двигателей номинальная мощность (Рн) измеряется в кВт и показывает развиваемую мощность на его валу. Мощность, потребляемая электродвигателем из электрической сети, называется присоединенной и определяется из выражения

Рпр = Рн / ηн (2.7)

Далее определяется полная и реактивная мощности


Sн = Рпр/cos φ (2.8)


Технические данные и результаты расчета приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Таблица расчета нагрузок электроприемников работающих в длительном режиме

Номер позиции

Кол-во, шт

Рн, кВт

cos 

КПД , %

Рпр, кВт

S, кВA

Н-1/1,3,4

3

132,0

0,9

91

435,2

483,5

Н-1/2

1

75,0

0,6

93

80,6

134,4

Н-2

1

132,0

0,9

91

145,1

161,2

Н-3

3

160,0

0,91

93,8

511,7

562,3

Н-5

2

45,0

0,8

91

98,9

123,6

Н-6/1,2

1

14,0

0,8

91

15,4

19,2

Н-6/3

1

18,5

0,8

91

20,3

25,4

Н-7

2

160,0

0,91

93,8

170,6

187,5

Н-8/2

1

45,0

0,8

91

49,5

61,8

Н-9/1

1

75,0

0,8

91

82,4

103,0

Н-9/2

1

250,0

0,91

92

271,7

298,6

Н-10

2

40,0

0,8

91

87,9

109,9

Н-12/1,2

2

160,0

0,91

93,8

341,2

374,9

Н-13

1

160,0

0,91

93,8

170,5

187,5

Н-15

1

13,0

0,8

91

14,3

17,9

Н-16/1,2

2

132,0

0,9

91

290,1

322,3

Н-18

1

13,0

0,8

91

14,3

17,9

Н-19

1

132,0

0,9

91

145,1

161,2

Н-20

1

3,0

0,8

91

3,3

4,1

Н-30

1

22,0

0,8

91

24,2

30,2

Н-31

1

18,5

0,8

91

20,3

25,4

Т-23

1

75,0

0,72

90,6

82,8

115,0

К-1 Т-2

8

75,0

0,72

90,6

662,3

919,8

К-2 Т-6

4

75,0

0,72

90,6

331,1

459,9

К-3 Т-9

6

75,0

0,72

90,6

496,7

689,9

К-4 Т-13

1

75,0

0,72

90,6

82,8

115,0

К-5 Т-17

5

75,0

0,72

90,6

413,9

574,9

К-6 Т-20

3

75,0

0,72

90,6

248,3

344,9

Итого

55










5481

6818,6


Qн = 4056,1 квар

Определим расчетную нагрузку группы электроприемников работающих в длительном режиме. Для этой группы Кма=1, Ки=0,87:

Рр = 1 * 0,87 * 5481 = 4768,5 кВт

Qр = 1 * 0,87 * 4056,1 = 3528,8 квар

Sр = 1 * 0,87 * 6818,6 = 5932,2 кВА

Электроприемники, работающие в кратковременном режиме

Pн 208 кВт

Определим расчетную нагрузку электроприемников работающих в кратковременном режиме. Для этой группы Ки=0,4, Кма определяем из таблицы. Кма=1,99, cos φ = 0,85

Pp=0.4 1.99 208=165,6 кВт

Sр= 165,6 / 0,85 =194,8 кВА

Qр= 102,6 квар

3. Освещение Pн219 кВт.

Определим расчетную мощность осветительной нагрузки. Для освещения Киа=0,85; cos φ = 0.85.

Pp=0.85*219=186 кВт

Sр=186/0,85=219 кВА

Qр=115,6 квар

Полученные данные сведем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2

Группа электроприемников

Рн, кВт

Ки

Рр

cosφ

Qр,квар

Sр, кВА

ЭП,работающие в длит. режиме

5481

0,87

4768,5

0,8

3528,8

5932,2

ЭП, работающие в кратковрем. режиме

208

0,4

165,6

0,85

102,6

194,8

Освещение

219

0,85

186

0,85

115,6

219

ИТОГО:

5908




5120




3747

6346


Мощность ГФ-3 складывается из мощности АСУТП, освещения и 5-и вентиляционных камер.

Таблица 2.3.

Расчет потребляемой мощности ГФ-3

Группа электроприемников

Pн,

кВт

Ки

Pр,

кВт

cos 

Qр,

квар

Sр,

кВА

1) АСУТП

80

0,37

30

0,8

22,5

38

2) Освещение

60

0.85

51

0,85

31,6

60

3) Венткамеры

166

0,4

67

0,8

50,3

84

Итого







148




105

182

Результаты расчетных нагрузок отделений, с учетом сделанных допущений, сведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4.

Группы электроприемников


Рн, кВт

Рр, кВт

Qр,квар

Sр,кВА

ГФ-1

5908

5120

3747

6346

ГФ-3

306

148

105

182

ИТОГО:

6214

5268

3852

6528



2.3. Выбор системы питания


ЦГФУ является одним из основных цехов Тобольского Нефтехимического комбината, на территории которого уже существует система питания от гибкого токопровода. Токопровод, в свою очередь, получает электроэнергию от двух независимых источников питания. Этими источниками служат Тобольская ТЭЦ и подстанция «Иртыш». Обе цепи токопровода разделены секционированным переключающим пунктом. Каждая половина одной цепи токопровода может быть запитана, как от ТЭЦ, так и от подстанции «Иртыш» (через ГПП-3). Структурная схема представлена на рис.1.





Рис.2.1. Структурная схема питания.

ЦРП- центральный распределительный пункт; СПП- секционированный переключательный пункт; ГПП- главная понизительная подстанция


Расположение цеха позволяет осуществить получение электроэнергии от существующего токопровода, так как находится в непосредственной близости от ЦРП-2. ЦРП-2 представляет собой распределительное устройство 10 кВ с четырьмя секционированными системами сборных шин. Для уменьшения токов короткого замыкания на каждой секции стоит вводной реактор. ЦРП-2 оборудован ячейками КРУ-2-10.
^

3. выбор основного электрооборудования.

3.1. Общие положения



Согласно ПУЭ электрические аппараты выбирают по справочным данным, исходя из условий нормального режима работы электроустановки с учетом влияния окружающей среды. Выбирая электрический аппараты, необходимо стремиться к тому, чтобы на подстанциях, в распределительных устройствах использовалось новое и однотипное оборудование, что упрощает его эксплуатацию. Типы и число аппаратов определяют по главной схеме подстанции и распределительного устройства. Электрические аппараты выбирают по роду установки (наружная или внутренняя), конструктивному исполнению, номинальному напряжению и номинальному току. сравнивая параметры, указанные в каталоге, с требующимися для проектируемой электроустановки.

Значения номинальных параметров аппаратов должны быть больше или равны аналогичных параметров электрической сети. Выбор отдельных аппаратов и токоведущих частей имеет некоторые особенности.

Электрические аппараты работают в условиях эксплуатации в трех основных режимах: длительном, перегрузки и короткого замыкания. В длительном режиме надежная работа аппаратов обеспечивается правильным выбором их по номинальному току и напряжению. В режимах перегрузки надежная работа аппаратов и других устройств электрических установок обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых еще гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса прочности. В режиме КЗ надежная работа аппаратов обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств условиям термической и электродинамической стойкости.
^

3.2. Выбор высоковольтного электрооборудования.




3.2.1. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.



При выборе числа и мощности трансформаторов необходимо учитывать тот факт, что от данной подстанции питаются электроприемники первой категории и особой группы первой категории. Согласно ПУЭ перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического восстановления питания.

Определим мощность трансформаторов исходя из того, что для предприятий нефтехимической промышленности в районах Западной Сибири, с учетом сложности размещения и эксплуатации подстанций рекомендовано выбор единичной мощности трансформаторов двухтрансформаторных подстанций производить из условия 100%-го резервирования (Кз≤0,5).

Sр = 0.5 SΣном тр (3.1)


Т.к. практически вся нагрузка сосредоточена в отделении ГФ-1, и ее плотность превышает 0,3 кВА /м2, то по экономическим соображениям для цеховых ТП целесообразнее использовать трансформаторы номинальной мощностью 1600 и 2500 кВА. Согласно этому выбираем две двухтрансформаторные ТП с трансформаторами по 2500кВА и одну двухтрансформаторную ТП с трансформаторами по 1600кВА.

В следствии невозможности размещения ТП на территории ГФ-1 ( в центре электрических нагрузок ) по технологическим причинам, размещаем их в отделении ГФ-3, находящимся в непосредственной близости от ГФ-1

Загрузка трансформатора в нормальном режиме.


(3.2)

Загрузка трансформатора в аварийном режиме.


К з ав = 0,5*Sр / SΣном тр (3.3)


Рассчитаем коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме




Рассчитаем коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме





Примем к установке трансформаторы:

Таблица 3.1


Место установки

Тип трансформатора

Мощность,кВА

Количество

Uкз,%

ТП-1

ТМЗ-2500/10

2500

2

5,5

ТП-2

ТМЗ-2500/10

2500

2

5,5

ТП-3

ТМЗ-1600/10

1600

2

5,5


3.2.2. Расчет токов короткого замыкания на стороне 10 кВ.


Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбирается с учетом этих токов. При проектировании системы электроснабжения определяют максимально возможные и минимальные токи К.З.

Максимальные токи К.З. рассчитывают для проверки токоведущих частей и аппаратов на термическую и динамическую стойкость, для выбора устройств по ограничению токов К.З. или времени их действия. Минимальные значения токов К.З. необходимы для оценки чувствительности релейных защит. Для получения максимального значения тока К.З. расчетным является трехфазное короткое замыкание.

Расчетное место К.З. выбирают так, чтобы ток, проходящий через проверяемый аппарат, оказался максимально возможным, то есть место короткого замыкания принимается непосредственно за проверяемым аппаратом. Все нормально работающие источники питания, в том числе и двигатели, которые в момент короткого замыкания переходят в режим работы генератора, считаются включенными.

Расчетным для минимально возможного тока К.З. является одно или двухфазное короткое замыкание в конце рассматриваемого участка при минимально возможном числе источников питания.


При расчетах токов К.З. принимают следующие допущения:

  • все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки К.З.,

    работают одновременно и с номинальной нагрузкой;

  • расчетное напряжение принимают на 5–10 % больше номинального значения (т.е. среднее номинальное напряжение);

  • короткое замыкание наступает в момент времени, при котором ударный ток К.З. будет иметь наибольшее значение;

  • сопротивление места короткого замыкания считается равным нулю;

  • не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;

  • не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;

  • не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

  • не учитываются активные сопротивления элементов цепи, если их суммарное сопротивление до точки К.З. не превышает 1/3 суммарного индуктивного сопротивления, а также источников питания;

  • напряжение источников питания при коротком замыкании остаются неизменными.


Для расчета периодической составляющей тока короткого замыкания необходимо знать полное реактивное сопротивление цепи, а для нахождения ударной составляющей еще и полное активное сопротивление. Для этого составляются схемы замещения активных и реактивных сопротивлений.

Периодическая составляющая тока короткого замыкания определяется по формуле:

(3.4)

где Uб-базисное напряжение, к которому приводится ток короткого замыкания,

Х∑- реактивное сопротивление электрической цепи до точки короткого замыкания, приведенное к базисному напряжению.

Составляем расчетную схему замещения для расчетов ТКЗ при питании от ТЭЦ:


ЕТЭЦ ХТЭЦ ХЛ1 ХР К1



Рис.3.1. Схема замещения.

Хтэц – реактивное сопротивление ТЭЦ.

ХЛ1 – реактивное сопротивление линии ТЭЦ – ЦРП-2

Хр – реактивное сопротивление реактора

Известные параметры схемы замещения:

Хтэц мах=0,1193 Ом

Хтэц min=0,453 Ом

Величины сопротивлений ТЭЦ даны приведёнными на напряжение 10кВ.

Хр=0,14 Ом

Определим реактивное сопротивление токопровода ТЭЦ – ЦРП-2 (длина линии l=0,817км, удельное сопротивление Х0=0,131Ом/км ):

ХЛ1=Х0*l1=0.131*0.817=0.107 Ом

Суммарное расчетное сопротивление при КЗ:

Х1=ХТЭЦ+ХЛ1+ХР

Х1max=0,3663 Ом

X1min=0,7 Ом

Периодическая составляющая тока короткого замыкания в точке К1 при питании от ТЭЦ.

Максимально возможная периодическая составляющая тока КЗ:

А

Минимально возможная периодическая составляющая тока КЗ:

IК1MIN=8660 А

Для проверки электроаппаратов на электродинамическую стойкость необходимо знать ударный ток в максимальном режиме.

Ударный ток

(3.5)

Где КУД- ударный коэффициент, который равен


(3.6)

где Та- постоянная времени

(3.7)

Найдем суммарное активное сопротивление.

Схема замещения активных сопротивлений:

ЕТЭЦ RТЭЦ RЛ1 RР К1



Рис. 3.2 Схема замещения.


В связи с отсутствием данным принимаем RТЭЦ=0

Погонное активное сопротивление токопровода r0=0.0091 Ом/км.

Активное сопротивление участка токопровода ТЭЦ-ЦРП-2 (l=0,817км):

Rл1=r0*l=0,0091*0,817=0,0074 Ом

Активное сопротивление токоограничивающего реактора:

Rр=0,0108 Ом

Исходя из вышеприведенных значений активных сопротивлений получим суммарное активное сопротивление

Rпр=RЛ1+Rр=0,0074+0,0108=0,0182 Ом


Постоянная времени

с


Ударный коэффициент




Ударный ток

А

Рассмотрим питание ЦРП-2 от подстанции 110/10 кВ ГПП-3.

Расчетная схема замещения реактивных сопротивлений будет иметь следующий вид:


Есист Хсист Хтр Хл2 Хр К1



Рис. 3.3 Схема замещения


X*с max=4.76 Ом

X*с min=17,21 Ом

Примечание:

Значение сопротивлений системы приведены на напряжение 110 кВ,

Переведем их на напряжение 10 кВ.

2

Xс = X*с (Uб1/Uб2) (3.8)

Uб1=10,5 кВ

Uб2=115 кВ

Получившиеся значения сопротивлений, приведенные на напряжение 10 кВ

Xс max=0,043 Ом

Xс min=0,143 Ом

Сопротивление трансформатора приведем к Uб1 (10 кВ)


(3.9)


Ом

Сопротивление токопровода ГПП-3 – ЦРП-2 (L=0.710 км)

Xл2=0,093 Ом

Сопротивление реактора

Хр=0,14

Суммарное реактивное сопротивление

Х2max =0,46 Ом

Х2min=0.56 Ом

Токи короткого замыкания в максимальном и минимальном режиме


А


А


Определим ударный ток короткого замыкания

R2=0,0173 Ом

с



А


Получившиеся значения токов короткого замыкания сведем в таблицу.


Таблица 3.2

Источник питания

Минимальный ток КЗ, А

Максимальный ток КЗ, А

Ударный коэффициент

Ударный ток КЗ

ТЭЦ

8660

16550

1,86

43533

Система

10852

13179

1,89

35226



^

3.2.3. Выбор высоковольтных выключателей



Высоковольтные выключатели выбирают по номинальному напряжению Uном, номинальному току Iном, конструктивному исполнению, месту установки, току отключения Iоткл и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость.

Условия выбора:

, (3.10)

, (3.11)

, (3.12)

Электродинамическая стойкость выключателя определяется по величине ударного тока КЗ сети в месте его установки:

; (3.13)

, (3.14)

где iпр.скв. , Iпр.скв. – соответственно амплитудное и действующее значения предельного сквозного тока КЗ по каталогу;

Iп0 – начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя.

На термическую стойкость высоковольтные выключатели проверяют по условию

, (3.15)

где Вк – тепловой импульс тока при удаленном КЗ;

Iт – ток термической стойкости выключателя в течение времени t, которое указывается в каталоге.

Тепловой импульс тока при удаленном КЗ можно найти по упрощенной формуле:



где tоткл – время от начала КЗ до его отключения;

Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, обычно Та находится в пределах (0,005 – 0,2) с.

Время от начала тока КЗ до его отключения можно определить по формуле:

tоткл=tр.з.+tв

где tр.з. – время срабатывания релейной защиты, для токовой отсечки примерно 0,1 с;

tв – собственное время отключения выключателя.

Выбираем вакуумные выключатели. Выбор выключателей представлен в табл.3.1. Секционный выключатель выбирается такой же, как вводные.

К установке на отходящих к ТП линиях предлагаются вакуумные выключатели марки ВВ/ТЕL-10-20/630У2.

Данные выключатели предназначены для коммутации электрических цепей с изолированной нейтралью в сетях трехфазного переменного тока 50 Гц с номинальным напряжением 10 кВ.

Достоинствами выключателей данного типа являются:

- простая конструкция привода с магнитной защелкой и высокая надежность в работе;

- большой коммутационный и механический ресурс;

- малые габариты и вес;

- работа в любом пространственном положении;

- удобство установки во все типы КРУ и КСО;

- малое потребление тока при включении и отключении (10 и 1,5 А);

- возможность управления по цепям постоянного и переменного оперативного тока;

- защищенность основных узлов от дуговых и механических воздействий;

- умеренная цена.

Выберем выключатели на отходящих к ТП-1, ТП-2 и ТП-3 линиях

Для выбора выключателей необходимо знать следующие расчетные параметры:

Рабочий ток в утяжеленном режиме



А

Тепловой импульс тока при коротком замыкании (Интеграл Джоуля)




кА²∙с

Таблица 3.3

Выбор выключателей 10 кВ

Место установки

Тип выключатея

Расчетные параметры

Каталожные данные

Условия выбора

ЦРП-1

Отходящие

BB/TEL-10-

Uн=10 кВ

Uуст=10 кВ

Uн ³ Uуст

линии ТП-

20/630У2

Iраб.ут=145 А

Iн=630 А

Iн > Iраб.ут

1,2




Iп0=16,55 кА

Iоткл=20 кА

Iоткл > Iп0







iу=43,6 кА

iдин=51 кА

iдин > iу







Вк=57,3 кА2×с

Iт2tт=1200 кА2×с

Iт2tт > Вк

Отходящие

BB/TEL-10-

Uн=10 кВ

Uуст=10 кВ

Uн ³ Uуст

линии ТП-

20/630У2

Iраб.ут=92 А

Iн=630 А

Iн > Iраб.ут

3




Iп0=16,55 кА

Iоткл=20 кА

Iоткл > Iп0







iу=43,6 кА

iдин=51 кА

iдин > iу







Вк=57,3 кА2×с

Iт2tт=1200 кА2×с

Iт2tт > Вк
^

3.2.4. Выбор высоковольтных кабелей



Выбор сечения высоковольтных кабелей производят в зависимости от ряда технических и экономических факторов:

- по номинальному напряжению;

- по длительно допустимому току.

Проверку производят:

- по экономической плотности тока;

- по термической стойкости к токам КЗ;

- по допустимому падению напряжения.

При расчетах вводят коэффициенты на прокладку кабелей в зоне с расчетной температурой отличающейся от каталожной, на прокладку нескольких кабелей в одной траншее, на использование кабеля с номинальным напряжением больше напряжения сети, на прокладку кабеля в земле с удельным сопротивлением грунта отличающимся от каталожного.

Все каталожные данные кабелей даны в справочной литературе при температуре 25°С, а в тюменской области среднегодовая расчетная температура воздуха 7°С. Поправочный коэффициент на допустимый длительный ток равен 1,17. Кабели проложены открыто на кабельных эстакадах, поэтому остальные коэффициенты равны 1.

Для прокладки, применяем кабели с алюминиевыми жилами с бумажной изоляцией с алюминиевой оболочкой в поливинилхлоридном шланге (ААШв).

Согласно ПУЭ выбор кабелей производят по следующим условиям:

- по номинальному напряжению

Uн≥Uуст

- по току (в данном случае выбор кабеля производим по току утяжеленного режима)

Iн≥Iутж

- по экономической плотности тока (при выборе кабеля по этому условию аварийные режимы в расчет не берутся, а полученные значения сечения округляются до ближайшего стандартного ).




- где Sэк – экономически выгодное сечение кабеля, мм2;

Iэк – экономическая плотность тока (для высоковольтных кабелей с бумажной изоляцией и числом работы больше пяти тысяч в год Iэк принимается равным 1,2 А/мм2);

по термической стойкости



где Ст- коэффициент, учитывающий материал жил кабеля (для алюминия Ст=0,09).

- по допустимому падению напряжения




Выберем кабеля для ТП-1 (расстояние ТП-1 – ЦРП-2 – 0,3 км ).

По номинальному напряжению, с учетом условий прокладки, выбираем кабель ААШв номинального напряжения 10 кВ.

По утяжеленному режиму

Iр = 145 А

По таблицам выбираем стандартное сечение 70 мм2.

Выбираем по экономической плотности тока

Найдем рабочий ток кабеля

А

Находим сечение:

мм²

Ближайшее сечение 70 мм2

Проверяем по термической стойкости


Sт=√57,3/0,09=84,1 мм2

Ближайшее большее сечение 95 мм2

По результатам расчетов принимаем к укладке кабель ААШв 3х95

Проверяем по допустимому падению напряжения


%


Падение напряжения в кабеле находится в пределах нормы (допускается для двигателей 5%).

Аналогично выбираются кабели к другим ТП. Конечные и промежуточные результаты сведем в таблицу 3.4.


Таблица 3.4

Условие выбора

ТП-1

ТП-2

ТП-3

По току ут. реж.

70мм2

70 мм2

50 мм2

По эк.плотн. тока

70 мм2

70 мм2

50 мм2

По терм. стойк.

95 мм2

95 мм2

95 мм2

Пад. напр.

1,46%

1,54%

1,38%

Итого:

95 мм2

95 мм2

95 мм2


Уже имеющиеся кабели полностью отвечают вышеизложенным требованиям, поэтому и принимаем их к установке. Марки кабелей, сечения и их длины приведены в таблице

Таблица 3.5

к ТП-1

ААШв 3*120

300м

к ТП-2

ААШв 3*120

344м

к ТП-3

ААШв 3*120

250м



3.3. Выбор низковольтного электрооборудования.


3.3.1. Расчет токов короткого замыкания на стороне 0,66 кВ.


Расчет токов короткого замыкания на стороне 0,66 кВ (шинах ТП) необходим для выбора вводной и секционирующей коммутационной аппаратуры на ТП и выбора и расчета уставок релейной защиты. Расчет будем производить с приведением к напряжению 0,66 и 10кВ.

Рассчитаем токи КЗ на секциях шин ТП-1.Для расчета токов КЗ на низкой стороне составим схемы замещения активных и реактивных сопротивлений.


Eсист Xс Xкл Xтр К2



Eсист Rс Rкл Rтр К2



Рис. 3.4 а,б Схемы замещения активных и реактивных сопротивлений.

где Rс и Xс соответственно активное и реактивное сопротивление системы. В данном случае под сопротивлением системы понимается сопротивление участка цепи до шин ЦРП-2;

Rкл и Xкл- сопротивления кабельной линии ЦРП-2-ТП;

Rтр и Xтр- сопротивления трансформатора ТП.

Метод расчета токов короткого замыкания аналогичен приведенному выше. Результаты сведем в таблицу. Для выбора релейной защиты необходимо знать токи КЗ, приведенные на напряжение 10 кВ, а для выбора коммутационной аппаратуры на ТП на напряжение 0,66 кВ. Поэтому приведем токи КЗ на оба класса напряжений.


Таблица 3.6




Iкз, кА (0,66)

Iуд, кА (0,66)

Iкз, кА (10)

Iуд, кА (10)

ТП-1 max

34

90,8

2,15

5,7

ТП-1 min

30,5




2




ТП-2 max

34

90,8

2,15

5,7

ТП-2 min

30,5




2




ТП-3 max

23,1

60,4

1,5

3,8

ТП-3 min

21,4




1,4







оставить комментарий
страница2/7
Дата26.11.2011
Размер0.89 Mb.
ТипПояснительная записка, Образовательные материалы
Добавить документ в свой блог или на сайт

страницы: 1   2   3   4   5   6   7
Ваша оценка этого документа будет первой.
Ваша оценка:
Разместите кнопку на своём сайте или блоге:
rudocs.exdat.com

База данных защищена авторским правом ©exdat 2000-2014
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации
Анализ
Справочники
Сценарии
Рефераты
Курсовые работы
Авторефераты
Программы
Методички
Документы
Понятия

опубликовать
Документы

Рейтинг@Mail.ru
наверх