Проект электрокотельной ИГТУ

1. Введение

1.1 Энергетика Иркутской области, перспективы развития

2. Общая часть

2.1 Краткая характеристика объекта и источников электрического снабжения

2.2 Описание технологической схемы объекта

3. Расчётная часть

3.1 Расчёт электрического освещения

3.1.1 Светотехнический расчёт

3.1.2 Электрический расчёт освещения

3.2 Расчёт электрических нагрузок

3.3 Определение центра электрических нагрузок электрокотельной

3.4 Выбор электрооборудования электрокотельной и ГПП

3.4.1 Выбор компенсирующего устройства на напряжения 0,4 кВ

3.4.2 Выбор компенсирующего устройства на 6 кВ

3.5 Расчёт и выбор трансформаторов

3.5.1 Расчёт и выбор числа и мощности трансформатора цеховой подстанции. Выбор КТП

3.5.2 Расчёт и выбор числа и мощности трансформатора ГПП

3.5.3 Выбор типа РУ-6 кВ

3.6. Обоснование схем электроснабжения

3.6.1 Выбор напряжения питания электрокотельной на основании технико-экономического сравнения вариантов (110 и 220 кВ)

3.6.2. Выбор схемы электроснабжения

3.6.3 Выбор режима нейтрали

3.7 Расчёт питающих и распределительных сетей

3.7.1 Выбор проводников напряжением выше 1000 В

3.7.2 Выбор схемы первичной коммутации на напряжение 220 кВ

3.7.3 Расчёт и выбор воздушной линии 220 кВ

3.8 Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания

3.9 Выбор аппаратов на напряжения выше 1000 В.

3.10 Выбор и проверка шин на термическую и электродинамическую стойкость

3.10.1 Проверка высоковольтных кабелей на устойчивость к токам короткого замыкания

3.11 Расчёт тока трёхфазного короткого замыкания в сетях напряжением до 1000 В

3.12 Выбор электрических аппаратов напряжением до 1000 В

3.13 Выбор проводников напряжением до 1000 В

4. Релейная защита

4.1 Расчёт защиты высоковольтного электродвигателя

4.2 Учёт электроэнергии

5. Эксплуатация электрооборудования

5.1 Система управления электрохозяйством электрокотельной

5.2 Основные задачи эксплуатации

5.3 Эксплуатация и ремонт выключателей

5.4 Надзор и уход за трансформаторами

5.5. Изоляция трансформаторов и её эксплуатация

5.6 Эксплуатация трансформаторного масла.

5.7 Измерение сопротивления заземляющих устройств

5.8 Определение сопротивления петли фаза-ноль

6. Безопасность жизнедеятельности

6.1 Характеристика и анализ производственных и опасных и вредных факторов

6.2 Нормализация санитарно-гигиенических условий труда

6.3 Безопасность производственных процессов

6.3.1 Электробезопасность

6.4 Заземление электрокотельной

6.5 Пожарная безопасность

6.6 Молния защита электрокотельной.

7. Экономическая часть

7.1 Организация ремонтно-эксплуатационных работ

7.2 Расчёт годовой трудоёмкости обслуживания оборудования

7.3 Расчёт численности ремонтного — эксплуатационного персонала.

7.4 Определение стоимости потреблённой электроэнергии

8. Специальная часть

8.1 Основные требования к релейной защите

8.2 Виды защит силовых трансформаторов

8.3 Расчёт релейной защиты цехового трансформатора

8.4 Расчёт релейной защиты трансформатора ГПП

8.5 Защита от однофазных замыканий на шинах 6 кВ

8.6. Устройство автоматики

8.6.1 Устройство управления, измерения и сигнализации в электрокотельной и на ГПП

8.6.2 Управление выключателями высокого напряжения

8.6.3 Автоматическое повторное включение

8.6.4. Автоматическое включение резерва

8.6.5 Регулирование напряжения

8.7 Измерительные трансформаторы

9. Список литературы

1. ВВЕДЕНИЕ

1.1 ЭНЕРГЕТИКА ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ, ПРЕСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ

Россия занимает второе место в мире по производству электроэнергии, уступая лишь США и вырабатывает 66% электроэнергии СНГ.

Первое акционерное энергетическое общество в России было создано в 1886 г. и оно же 100 лет назад пустило в Москве первую промышленную электростанцию.

На данный момент в стране существует Единая энергетическая система, работу которой обеспечивает РАО «ЕЭС России» координируя деятельность самостоятельных акционерных обществ — энергоснабжающих организаций, производителей электрической и тепловой энергии.

Передача электроэнергии осуществляется на большие расстояния осуществляется с помощью высоковольтных линий электропередачи (ЛЭП). Первая ЛЭП начала действовать в 1956 году (соединила Куйбышев, ныне Самару, с Москвой и предавала электроэнергию Волжской ГЭС.

Электроэнергетика является районообразующим фактором т.к. около крупнейших ГЭС размещаются производства электрометаллургии, электрохимии.

Самая большая доля производства электроэнергии РФ приходится на тепловые станции около 70%. Доля ГЭС?20%, а атомных станций 10%.

По виду используемого топлива различают тепловые станции, которые работают: на угле, мазуте, природном газе, сланцах, торфе (ТЕЦ, ГРЭС, ТЭЦ) и использующие внутреннюю энергию Земли (гетеотермальные? ГеоТЭС). В России действует Паужетская гетеотермальная станция на камчатке.

Крупнейшие тепловые электростанции (Государственные районные электрические станции) мощностью свыше 2 млн. кВт расположены: в центральном районе РФ? Костромская и Конаковская (работают на газе); в Северо? Западном районе? Киришиская (на мазуте); Поволжье? Заинская (на газе); на Урале? Рефтинская, Троицкая (на угле), Ирклинская (на газе); в Сибири и на Дальнем Востоке? Сургутские ГРЭС и Нижневартовская (на попутном газе), Березовская и Назаровская (на буром угле), Нерунгринская (на угле).

Значительная доля оборудования тепловых электростанций выработала эксплуатационный ресурс. В предстоящие 12−13 лет мощность такого оборудования достигнет 75 млн. кВт (50% оборудования действующих ТЭС), поэтому необходимо ежегодно проводить техническое перевооружение и реконструкцию электростанций суммарной мощностью 5 — 6 млн. кВт.

Главной задачей является повышение технического уровня российской электроэнергетики. Для этого следует обновить выбывающие мощности тепловых электростанций с помощью современных технологий, путем внедрения парогазовых установок для ТЭС, работающих на природном газе, и чистых угольных технологий для ТЭС, сжигающих твердое топливо.

Важной особенностью развития современной энергетики является строительство и использование атомных электростанций. Огромное преимущество использования ядерной энергии состоит в том, что при сжигании 1 кг урана выделяется столько же энергии сколько и при сжигании 25 000 т. угля. Необходим лишь жесткий контроль за работой АЭС. В настоящее время в России действует 29 энергоблоков: Смоленская, Тверская, Курская, Новороженская, Ленинградская (самая мощная? 4 млн. кВт), Кольская, Белоярская, Балаковская и Билибенская.

Важнейшим направлением в развитии электроэнергетики является также использование гидроэнергетических ресурсов. Гидроэлектростанции (ГЭС) обладают КПД более 80%.

Характерная черта гидроэнергостроительства в нашей стране? сооружение каскадов ГЭС. Крупнейшими в России являются Волжско? Камский и Ангарско? Енисейский каскады.

Волжско?Камский гидроузел включает в себя 11 ГЭС общей мощностью 14 млн.кВт.

Большой экономический эффект дает использование гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). В часы минимума нагрузок они потребляют электроэнергию для закачки воды в хранилище, чтобы в ''час пик'' работать на полную мощность. С 1987 г. работает Загорская ГАЭС г. Сергиев?Посад. На Кольском полуострове действует Кислогубеннская ПЭС, использующая энергию приливов и отливов.

Иркутская энергосистема была основана в 1954 году на базе ТЭЦ -2 в городе Иркутске и ТЭЦ -1 в городе Ангарске общей мощностью 215 тыс. кВт электросетей на напряжение 110 и 35 кВ, протяженностью 360 км при площади области 7768 тыс. км2, пролегающей с севера на юг на 11 400 км и с запада на восток на 1200 км.

В настоящее время установленная мощность более 12 млн. кВт, это 5% от выработки страны. Полезный отпуск электроэнергии составляет 48 181 млн. кВт•ч. энергосистема состоит из тринадцати ТЭЦ и трех ГЭС.

Иркутская ТЭЦ -1 находится на территории АНХК. Строилась в 1947 — 1969 годах. Тепловая энергия: 1585 Гкал/год, электрическая: 245 МВт. Работает на Черемховском угле, отходы используются на ЖБИ и ЦГК.

Иркутская ТЭЦ-9 строилась с 1958 года. Установленная электрическая мощность 510 МВт, отпуск тепловой энергии 6246 Гкал. Использует уголь Азейского месторождения, воду из реки Ангары. В данное время проводит второй этап расширения.

Иркутская ТЭЦ-10 строилась в 1957 — 1965 годах. Установленная электрическая мощность 1110 МВт, тепловая 446 Гкал/год. Использует уголь Азейского и Черемховского месторождений.

Усть?Илимская ГЭС была построена в 1966?1980 годах. Удельная мощность составляет 43 200 кВт, соединяется с братской ГЭС ЛЭП 220 кВ.

Братская ГЭС имени 50? лития Октября сооружена в Подунском сужении в 1954?1963 годах. Установлено 18 агрегатов мощностью по 250 МВт. Вырабатываемая энергия передается в Иркутско? Черемховский промышленный район, Красноярский край и объдиненую Восточно? Сибирскую энергосистему.

Иркутская ГЭС расположена в городе Иркутске, строительство производилось в 1950?1958 годах. Установлено 8 агрегатов. Первая в Ангарском каскаде имеет распределительное устройство 110? 220 кВ. питает железную дорогу и другие объекты Иркутской области.

Ближайшими задачами Иркутскэнерго является следующие:

Повышение пропуска электроэнергии от Братской ГЭС в Иркутско-Черемховский промышленный район, а также в Китай; модернизация и реконструкция ТЭЦ многим из которых более 20 лет; строительство «Тельмомаканская ГЭС»; строительство ГРЭС на Тулунских углях для обеспечения мощностью при пиковых нагрузках;добиваться промышленного освоения нефтегазового Ковыктинского месторождения, введение газа в топливный баланс; электросетевое хозяйство нуждается в реконструкции старых и строительстве новых линий электропередачи и подстанций.

2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА

2.1 КРАТКАЯХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА И ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Электрокотельная входит в состав системы технического водоснабжения ТЭЦ-11, она предназначена для получения горячей воды, за счёт тепла, выделяемого электрическим током при прохождении его непосредственно через воду, а применяется для отопления и горячего водоснабжения жилых и производственных помещений, как закрытых, так и открытых отопительных систем, посёлка Белореченск и рядом стоящие промышленные предприятия .

Согласно ПУЭ Электрокотельная является потребителем первой категории. На электрокотельной имеется два силовых трансформатора мощностью 40 МВт, питание этих трансформаторов осуществляется с ОРУ-220 кВ ТЭЦ-11,по воздушной линии 220 кВ, от разных источников питания находящихся на ТЭЦ-11.

2.2 ОПИСАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ОБЪЕКТА

Основным оборудованием электрокотельной является котёл электродный, водогрейный

типа КЭВ-10 000/6−3Ц количеством 6 штук.

Рном = 10 000 кВт; Uном = 6 кВ; Jном= 920 А.

пределы регулирования мощьности-100−50% Рном,

температура воды на выходе из котла — 150 оС

номинальный расход воды через водогрейный котел-107 м3/ч

расчётное давление вады-1,0Мпа (10,0 кгс/см2)

теплопроизводительность-8,6 Гкал/ч

насос сетевой 1 ступени количество 2 шт.

тип СЭ — 800 — 100 — 11 тип электродвигателя ДАЗО4 — 400ХК — 4У3

Q =800 м3; H = 1,0 Мпа Рном = 315 кВт; n = 1500 об/мин. Uном = 6 кВ.

насос сетевой 2 ступени количество 2 шт.

тип СЭ — 800 — 55 — 11 тип электродвигателя ДАВ — 200 — 4У3

Q =800 м3; H = 0,55 Мпа Рном = 200 кВт; n =1500 об/мин; Uном = 6 кВ

Вспомогательное оборудование.

конденсатный насос кол-во 2 шт. Рном = 5,5 кВт; n = 2850 об/мин; Uном = 0,4 кВ

насос аккамуляторных баков кол-во 2 шт. Рном =11 кВт; n = 1450 об/мин; Uном = 0,4 кВ дренажный насос кол-во 2 шт. Рном =7,45 кВт; n = 2900 об/мин; Uном = 0,4 кВ насос охлаждения подшипников кол-во 2 шт. Рном =11 кВт; n = 1450 об/мин; Uном = 0,4 кВ

3. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОСВЕЩЕНИЯ

Расчёт освещения методом коэффициента использования светового потока.

Рациональное электрическое освещение способствует повышению производительности труда, сохраняет зрение. При проектировании электрического освещения следует иметь в виду и экономию электроэнергии. Рациональное искусственное освещение должно обеспечивать достаточную, равномерную, без теней освещённость рабочей поверхности, отсутствие слепящего действия источников света и постоянство освещённости во времени.

Величина необходимой освещённости зависит от степени точности работы, от размеров обрабатываемых деталей, от светлоты фона и контраста между деталью и фоном.

Метод коэффициента использования применяется для расчёта общего освещения при симметричном расположении светильников. Согласно этому методу сначала производится расчёт светового потока одной лампы, по требуемой освещённости, которая берётся из справочных данных, и по параметрам помещения. Затем по полученному световому потоку выбирается либо мощность лампы, либо корректируется их число.

Расчёт по данному методу проведём для выбора параметров освещения в электрокотельном отделении. Так как высота помещения отделения насосов довольно большая (7 метров) и температура внутри помещения постоянна, то для общего освещения воспользуемся светильниками с лампами типа ДРЛ Выбираем тип светильника — РСП08 Его данные из Табл.2.8 стр. 36

Данный вид светильников рекомендуется для выполнения общего освещения внутри, а также снаружи помещений в сухой и влажной средах.

Тип пускорегулирующей аппаратуры 1Н250И37−100ХЛ2

Тип лампы ДРЛ 250

Тип патрона Е4 ЦКБ-03 ТУ 16−675.121−85

[1] Табл.2.7 стр. 35

Защитный угол 15 град КПД с диффузорным отражателем 75%

Коэффициент мощности не нижеcos=0.53

Pл=250 Вт Фл=11 000 Лм[2] стр 28 табл. 2−15

Определим расчётную высоту подвеса, если:

hh=6.6 м высота светильников над полом

hc=0.4 м высота свеса светильников

hр=0.8 м высота рабочей поверхности

H=7 мобщая высота здания Тогда расчётная высота

будет равна по формулеРис 2. Высота подвеса светильников.

Так как высота светильников над полом превышает 5 метров, то обслуживание светильников будет производиться со специально оборудованной площадки на кран-балке.

По приведённым в справочнике ([2] стр. 123 табл. 4−16 (для косинусной кривой)) оптимальным соотношениям расстояния между светильниками и высотой их подвеса определим оптимальное расстояние между светильниками при найденной высоте подвеса.

Теперь, зная расстояние между светильниками, определим число рядов и число светильников в рядах.

A=17 м — ширина электрокотельного отделения.

В=62 м — длина электрокотельного отделения.

Количество рядов ряда или приближённо n1=2 ряда

Количество светильников в ряду или приближённо n2=7 штуки Тогда общее количество светильников штук Определим световой поток лампы по выражению

В данной формуле:

E=100 лк — освещённость для машинного зала с постоянным дежурным персоналом и с трубопроводами внутри помещения.

м2 — площадь зала

Z=1.15 — коэффициент минимальной освещённости

KЗ=1.5 — коэффициент запаса Для определения коэффициента использования найдём индекс помещения

По справочным данным найдём коэффициент светового потока, который изменяется в зависимости от окраски стен и потолка, индекса помещения и типа светильника. 1] стр 34 табл. 2.5 Для коэф РП=50%, Рс=30%, Рр=10%. КИ=0.76

Подставляем все данные в формулу для определения требуемого светового потока одной лампы

лм Fл=17 087.88 лм

Так как, полученный световой поток даст только лампа большей мощности, то нам необходимо либо увеличить мощность лампы, а тем самым световой поток, создаваемый одной лампой; либо увеличить число светильников. Выбираем второй вариант, так как увеличение числа светильников даёт более равномерный световой поток и меньший показатель ослеплённости.

То есть Рл=250 ВтФл=11 000 лм Пересчитаем теперь количество светильников исходя из светового потока одной лампы:

штук

Принимаем, что N=22 штук Светильники равномерно распределяем по освещаемой поверхности:

N1=2 ряда

м L1=8.5 м — расстояние между рядами

штук N2=11 штук светильников в ряду

м L2=5.6 м

Расстояние от стены до первого ряда м Расстояние до первого светильника в рядах м Таким образом, окончательное количество светильников определим:

штук

Произведём теперь расчёт установленной мощности:

кВт

Так как используются светильники с лампами типа ДРЛ, то кроме мощности ламп необходимо учитывать потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре (дросселе). Это достигается введением коэффициента 1.3

кВт

3.1.1 СВЕТОТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ

Для проверки правильности выбора светильников, ламп и места их установки в помещении воспользуемся точечным методом. Для этого расположим светильники на плане по рассчитанным выше данным.

Рис 3. План расположения светильников.

Точка А.

По плану расположения светильников определим расстояние до расчётной точки. dа=5 м h=5.8 м. По кривым пространственных изолюкс для светильников типа РСП08, зная указанное выше расстояние и высоту подвеса, определим условную освещённость: Ea.1=3 лк стр 191 рис 6−29

Так как точку, А освещают четыре светильника, находящихся на одинаковом от неё расстоянии, то лк

м=1.3 как для светильника с преимущественно прямым светом

лк

Как видно из расчёта освещённость в точке, А приемлема Данные расчёта освещённости в других точках производим аналогично, результаты занесём в таблицу.

Таблица 3.1. Расчет освещённости в контрольных точках

Из трёх проверяемых точек наихудшие показатели освещённости в точке С. Проверим её на допустимость отклонения от нормы. E=100 лк — нормируемая освещённость для машинного зала с постоянным дежурным персоналом и с трубопроводами внутри помещения.

Отклонение освещенности в точке С:

Сравним значение освещенности в т. С с нормируемым значением. Допустимое отклонение 20%,.

Вывод: освещенность в т. С занижена на 17,06%, что является допустимым.

Определение коэффициента неравномерности освещенности. Коэффициент неравномерности определяется по наиболее и наименее освещённым точкам проверяемого помещения:

доп=0,3

Вывод: освещение помещения соответствует требованиям [2], так как доп Расчёт электроосвещения методом удельных мощностей.

Метод удельной мощности применяется для расчёта общего равномерного освещения. Отношение суммарной мощности ламп, установленных в помещении, к площади помещения даёт удельную мощность освещения:

Заранее вычисленные значения удельной мощности можно использовать для определения потребной мощности ламп без подробного светотехничечского расчёта:

Вт Тогда мощность одной лампы:, где

n — число ламп

k — коэффициент запаса Данным методом произведём расчёт освещения в остальных помещениях Данные для расчета, в частности нормы освещённости в помещениях берём из.

Для наглядности сказанного произведём выбор освещения в мастерской.

Определим освещённость в вент. камере из справочных данных при установке светильников с лампами накаливания: лк Выберем тип светильника НСП11У200 Вт. Площадь помещения по плану цеха равна: м м тогда

м2

По таблицам определим освещённость в ваттах на квадратный метр для данного помещения, высота помещения 3 метра

Определим установленную мощность:

Вт

Определим количество светильников:

штук.

Окончательно выбираемсветильника.

Установленная мощность:

кВт

Число светильников и суммарную установленную мощность в остальных помещениях находим аналогично и данные расчёта заносим в итоговую таблицу.

Таблица3.2 Число светильников и установленная мощность в электрокотельной.

Так как полная мощность S ламп накаливания равняется их активной мощности P, то определим суммарную мощность ламп накаливания:

кВ· А

Определим теперь мощности ламп ДРЛ и люмининсцентных ламп.

кВ· А кВ· А

Тогда полная мощность на освещение будет:

кВ· А

Или с учётом коэффициента спроса на освещение в среднем равного 0.95

кВ· А

Так как для аварийного освещения рекомендовано использование ламп накаливания (стр. 84), то установим дополнительные светильники аварийного освещения в помещении электрокотельного отделения, а в остальных аварийное освещение будут обеспечивать светильники из числа рабочих, чтобы в случае отказа рабочего освещения обеспечивалась освещённость 5% от нормированной составим таблицу, в которой приведём тип и количество светильников аварийного освещения:

Таблица 3.3. Тип и количество светильников аварийного освещения.

Полная мощность аварийного освещения:

кВт

3.1.2 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ОСВЕЩЕНИЯ Согласно напряжение для осветительной установки в помещениях без повышенной опасности и электрических помещениях вне зависимости от высоты установки и конструкции светильников выбираем 380/220 В, с заземленной нейтралью, с питанием сети освещения от общих с силовой нагрузкой трансформаторов КТП 6/0,4кВ.

Для расчёта сети электроосвещения произведём разбивку по группам имеющихся светильников, стремясь чтобы светильники одной группы находились в одном помещении, для удобства обслуживания, и, чтобы токи в группах были примерно одинаковы.

Таблица 3.4. Группы светильников рабочего освещения.

Токи в группах определяли по формуле для двухпроводной сети освещения с проводами фаза, ноль, где S — мощность группы, U=220В — напряжение сети освещения.

Рис 4. Схема щита рабочего освещения.

Суммарный ток осветительной нагрузки на щитке освещения определим по выражению:

А

Произведём выбор и проверку проводов осветительной сети.

Так как среда электрокотельной не взрывоопасная, то выбираем для использования провода и кабеля, марки АВВГ (А — алюминиевые жилы, В — полихлорвиниловая изоляция, В — полихлорвиниловая оболочка, Г — отсутствие защитных покровов поверх брони или оболочки). Согласно требованиям безопасной эксплуатации электрооборудования корпуса светильников и другого оборудования подключенного к глухо-заземленной сети напряжением 380/220 В должны быть заземлены, поэтому для питания светильников будем использовать трёхпроводный кабель. Способ прокладки проводов до светильников:

В электрокотельном отделении на несущем тросе.

В остальных помещениях по стенам на скобах.

По длительно допустимому току выбираем сечение провода для всех 11 групп и для питания щитка освещения (материал кабеля — алюминий):

На щиток — АВВГ — (3*16+1*10) А На группы по допустимой потере напряжения у наиболее удаленных светильников в группах. Согласно требованиям ПУЭ потеря напряжения в осветительных сетях не должна превышать значения 2.5% в месте присоединения самого отдалённого светильника.

Определим потерю напряжения на участке до щита освещения:

где S — сечение проводника на участке, С — коэффициент, учитывающий напряжение, систему питания и материал проводов. Из таблицы в для четырех проводной сети с алюминиевым проводом C=46 Сечение жилы кабеля S=16 мм2. Определим момент L1 - расстояние от ЩСУ до щита освещения по плану расположения оборудования равно двадцать пять метров. Тогда момент кВт· м и падение напряжения % Значит на участке от щита освещения до последнего светильника в группе падение напряжения не должно превышать 2.5−0.68=1.82%

Предварительно для прокладки принимаем провод марки АВВГ трехпроводный. Сечение проводов сети определим по формуле:

где М — момент нагрузки, кВт/ч.

С — коэффициент, учитывающий напряжение, систему питания и материал проводов. Из таблицы в для двухпроводной сети с заземляющим проводом с алюминиевым проводом С=7,7

— допустимая потеря напряжения. Определяем максимальный момент нагрузки. Таким моментом будет обладать первая, вторая, третья и четвёртые группы, из-за большой мощности и протяжённости по сравнению с другими., где м — расстояние от щита освещения до первого светильника в группе, м — расстояние между первым и последним светильником в группе, тогдакВА· м Лампы накаливания аварийного освещения питаются от отдельной сети, и в расчетах их мощности не учитываем.

Сечение проводов сети

По справочнику принимаем сечение провода: S=6мм2 .

АВВГ-(3*6) А Выбор щитов освещения для рабочей и аварийной систем.

Из стр 45 табл 36 выбираем щиток освещения на 12 групп. Приведём его характеристики:

На вводе автомат ВА 51−31 А, А А На отходящих линиях устанавливаем однополюсные автоматические выключатели ВА 16−26 на различные номинальные токи

А 6 штук5,6,7,8,10,11 группы

А Резерв

А 4 штуки1,2,3,4 группы

А 1 штука 9 группа

Оставшийся неиспользованный автомат оставляем в резерве пусть его номинал будут 10 А. Данные автоматы оснащены тепловым расцепителем с уставкой 1.1 и электромагнитным расцепителем, срабатывающим при токе 10

Аварийное освещение ЩОА-1.

Аварийное освещение обеспечивает в случае погасания светильников рабочего освещения минимальную освещённость, необходимую для временного продления деятельности персонала и обеспечения безопасности выхода людей из помещения.

Щиток освещения выбираем аналогичным рабочему щиту — ОЩВ 12 - УХЛ 4. Номинальные токи в водного и линейных автоматов выбираем меньшими, соответственно номинальным токам в группах. Так как мощность аварийного освещения составляет лишь 5−10% от рабочего, то как для питания самого щитка, так и для питания светильников можно брать кабель и провода меньшего сечения. На щит АВВГ (3*6+1*4), на группы АВВГ (3*2.5)

Проверку на падение напряжения для эл. сети аварийного освещения не производим из-за малой мощности в группах. Данные из расчёта освещения используются далее для определения нагрузки на 0.4 кВ.

3.2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Основным методом расчета электрических нагрузок промышленных предприятий является метод коэффициента максимума, рекомендованный в «Руководящих указаниях по определению электрических нагрузок промышленных предприятий». Метод применим в тех случаях, когда известны номинальные данные всех ЭП предприятия и их размещение на плане цехов и на территории предприятия. Метод позволяет по номинальной мощности ЭП с учетом их числа и характеристик определить расчетную нагрузку любого узла схемы электроснабжения.

Таблица 3.5.Электрооборудование электрокотельной

Расчет нагрузки группы электроприёмников присоединённых к ЩСУ-1:

Определяем средние нагрузки за наиболее загруженную смену:

1.Насос аккамуляторных баков:

РСМ1=РН1 • n • КИ = 11 • 1 • 0,65 = 7,15 кВт, где РН — номинальная мощность, приведенная к 100%, кВт;

nколичество электроприемников;

КИ — коэффициент использования.

QСМ1=РCМ1 • tg ц =7,15• 0,75= 5,36 кВар

2.Конденсатный насос:

РСМ2=РН2 • n • КИ = 5,5 • 1• 0,65 = 3,6 кВт

QСМ2=РCМ2 • tg ц =3,6• 0,75 = 2,7 кВар

3.Насос охлаждения подшипников:

РСМ3=РН3 • n • КИ = 11 • 1 • 0,65 = 7,15 кВт

QСМ3=РCМ3 • tg ц =7,15• 0,75 = 5,36 кВар

4.Дренажный насос:

РСМ4=РН4 • n • КИ = 7,45 • 1 0,65 = 4,84 кВт

QСМ4=РCМ4 • tg ц =4,84 0,75 = 3,63 кВар

5.Кран — балка:

Двигатель хода кран — балки (ПВ = 40%)

РСМа=РНа • • КИ n = 18 • • 0,11 = 1,134 кВт Двигатель хода тележки (ПВ = 40%)

РСМб=РНб • • КИn = 5,5 • • 0,11 =0,347 кВт Двигатель подъема /спуска (ПВ = 60%)

РСМв=РНв • • КИn = 30 • • 0,11= 2,34 кВт Суммарная мощность кран — балки:

РСМ5= РСМа + РСМб + РСМв = 1,134+0,347+2,34=3,821 кВт

QСМ5=РCМ5 • tg ц =3,821 • 1,73 = 6,6 кВар

6.Рабочее освещение:

РСМ6=РН6 • n • КИ = 14,55 • 1 0,85 = 12,4 кВт

QСМ4=РCМ4 • tg ц =12,4 0,7 =8,68 кВар Определяем суммарные нагрузки:

У Рн=РН1 + РН2 + РН3 + РН4 + РН5 + РН6 = 11+5,5+11+7,45+(18+5,5+30)+14,55=103 кВт У РСМ=РСМ1 + РСМ2 + РСМ3 + РСМ4 + РСМ5 + РСМ6 =7,15+3,6+7,15+4,84+3,821+12,4=38,96 кВтУ QСМ=QСМ1 +QСМ2 +QСМ3 +QСМ4 +QСМ5 +QСМ6 =5,36+2,7+5,36+3,63+6,6+8,68= 49,35 кВар.

Коэффициент использования находится следующим образом:

Отношение мощностей в группе:

Определение эффективного числа электроприемников:

При m<3 принимается действительное число электроприемников, m>3 и Ки>0,2 эффективное число электроприемников определяется по ниже следующей формуле:

n=

Км — табличная величина, принимаемая в зависимости от значения Ки и эффективного числа электроприемников nэ.

В данном случае Ки=0,4 и nэ=7; Км=1,58 [8]

Расчетная максимальная нагрузка

Рм =Км • Рсм=1,58 38,96=61,56 кВт При nЭ>10 максимальная реактивная нагрузка принимается равной среднесменное нагрузке, а при nЭ<10 на 10% выше среднесменной.

Qм=1,1 • Qсм = 1,1 • 32,33 = 35,56кВар

Определение полной мощности ЩСУ-1:

Определение максимального расчетного тока ЩСУ-1:

Нагрузка 6 кВ:

Асинхронные двигатели.

I. Сетевой насос 1 ступени

Pсм=Pм=PнnКи=31 520,9=567 кВт.

Qсм=Qм=Pсмtg =5670,51=289,2 кВар.

II. Сетевой насос 2 ступени

Pсм=Pм=PнnКи=20 020,9=360 кВт.

Qсм=Qм=Pсмtg =3600,51=183,6 кВар.

III. Электрокотёл

Pсм=Pм=PнnКи=1 000 060,8=48 000 кВт.

Qсм=Qм=Pсмtg =480 000,33=15 840 кВар.

Расчет нагрузок на ЩСУ-2 аналогичен. Результаты расчета заносим в таблице нагрузок 6

таблица 3.6.

3.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ

Построение картограммы нагрузок

Для определения месторасположения ГПП при проектировании систем электроснабжения на генеральный план электрокотельной наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой размещённые на генеральном плане окружности, причём площадь окружности, в выбранном масштабе равна расчётной нагрузки электрокотельной. Площадь круга в определённом масштабе равна расчётной нагрузке электрокотельной: из этого выражения радиус окружности, где Рi — мощность электрокотельной, m=15 — масштаб для определения радиуса круга. Представим таблицу с величинами нагрузок электрокотельной:

Таблица 3.3. Нагрузки электрокотельной.

По приведённой выше формуле рассчитаем радиус окружности. Так же определим угол сектора нагрузки 0.4 кВ для электрокотельной.

Определение центра электрических нагрузок.

Подстанция ГПП, является одним из основных звеньев системы электроснабжения. Поэтому оптимальное размещение подстанций на территории электрокотельной важнейший вопрос при построении рациональных систем электроснабжения. Наивыгоднейшей точкой размещения источника питания (ГПП) является точка центра электрических нагрузок (ЦЭН).

Размещение источника или распределительного пункта питания как можно ближе к ЦЭН преследует следующие цели:

1.минимизацию суммарной длины внутригрупповой сети;

2.обеспечение по возможности более близких друг к другу уровней напряжения у потребителей;

3.минимизацию потерь электроэнергии или суммарных приведённых годовых затрат.

Расчёт ЦЭН будем производить по нагрузке электрокотельной Приведём данные нагрузки и координаты в таблицу. Для определения координат нагрузки произвольным образом начертим координатные прямые на генеральном плане электрокотельной.

Таблица 9. Таблица мощности и координат нагрузки для определения ЦЭН.

Координаты ЦЭН определим по формулам:

Рассчитанная точка получилась в центре помещения электрокотельной. Переносим месторасположение ГПП в точку удобную по технологическим соображениям. Экономически более выгодно смещать п/ст в сторону питающей линии. Укажем на генеральном плане местоположение понижающей подстанции.

3.4 ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ И ГПП

3.4.1 ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩЕГО УСТРОЙСТВА НА НАПРЯЖЕНИЕ 0.4 КВ

Для уменьшения потерь в электрических сетях необходимо добиться минимума потребления реактивной мощности, так как при передачи реактивной энергии необходимой для создания эл/магнитных полей трансформаторов, двигателей происходит увеличение полной мощности, передаваемой к потребителю. Для компенсации реактивной мощности на практике применяют батареи конденсаторов или специальные компенсирующие устройства. Так как проектируемая КТП находится в одном здании с РУ 6 кВ и питание трансформаторов осуществляется с неё, то следовательно расстояние на которое необходимо передавать мощность идущую на приёмники 0.4 кВ невелико, поэтому будут малы и потери мощности обусловленные передачей излишней реактивной энергии. В связи с перечисленными факторами можно отказаться от компенсации реактивной мощности в сети 0.4 кВ. И произвести её на шинах распределительного устройства 6 кВ

3.4.2 ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩЕГО УСТРОЙСТВА НА 6 КВ

Энергосберегающей организацией задано в часы максимума нагрузки значение tan () держать равным 0.31

Определим оптимальную мощность, которая передаётся из сети в часы максимума потребления активной мощности:

кВар

Реактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать на одной секции шин 6 кВ, определим как:

кВар В качестве компенсирующего устройства выбираем комплектные конденсаторные установки по одной на каждую секцию КУ6-II с БРВ-1 с QКУ6=500 кВар Определим теперь действительное значение tan ():

значение тангенса соответствует заданного уровня, КУ требуемой мощности (500 кВар).

3.5 РАСЧЕТ И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

3.5.1 Расчет и выбор числа и мощности трансформаторов цеховой подстанции

Выбор КТП цеха.

Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальной работы при отключении одного из них. Для выбора мощности цеховой ТП необходимо знать среднюю расчетную мощность за максимально загруженную смену (таблица 3).

Рсм = 67,31 кВт;Qсм = 53,31 квар

В связи с преобладанием потребителей I категории принимаем коэффициент загрузки равным 0,65. К установке принимаем трансформаторы с номинальной мощностью SНТ=100кВА.

Определим минимально необходимое число цеховых трансформаторов:

NMIN = PCM/(КЗ • SНТ) + N = 67,31/(0,6•100) + 0,76 =1,1?2

Оптимальное число трансформаторов:

NОП = NMIN + m = 2 +0 = 2

где m = 0 определено

Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через 2 трансформатора:

QMT ==99,3 квар Мощность компенсирующих установок :

QКУ = QCM — QMT = 53,31 — 99,3 = - 45,99 квар Установки компенсирующих устройств не требуется.

Проверка трансформатора на загрузку:

В нормальном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ? 0,6

В аварийном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ? 1,2

Коэффициент загрузки как в нормальном, так и в аварийном режиме соответствует норме.

Выбираем трансформаторы типа: ТМ-100/6/0,4 [3]

Таблица 3.8. Технические параметры трансформаторов.

Таблица 3.9. КТП.

3.5.2 Расчет и выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Для выбора мощности подстанции необходимо знать среднюю передаваемую мощность (данные взяты с электрокотельной).

Рсм =48 994,31 кВт;Qсм = 16 366,11 квар

Полная среднесменная мощность:

Потери в трансформаторе приближенно определяются по формулам:

ДРТ = 0,025 • SСМ = 0,025 • 51 655,51 = 1291,39 кВт;

ДQТ = 0,105 • SСМ = 0,105 •51 655,51 = 5423,83 квар.

Полная среднесменная мощность с учетом потерь:

Расчетная мощность трансформатора двухтрансформаторной подстанции:

Выбираем два варианта с трансформаторами разной мощности:

1. Трансформаторы типа ТДТН-40 000/220/6,6

Проверка трансформатора на загрузку:

В нормальном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ? 0,7

В аварийном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ? 1,4

Коэффициент загрузки, как в нормальном, так и в аварийном режиме не превышает норму.

2. Трансформаторы типа ТДТН- 25 000/220/6,6

Проверка трансформатора на загрузку:

В нормальном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ? 0,7

В аварийном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ? 1,4

Коэффициент загрузки как в нормальном, так и в аварийном режиме превышает допустимые значения.

К установке принимаем трансформаторы типа: ТДТН —40000/220/6,6[5]

Таблица 3.10. Технические параметры трансформаторов.

3.5.3 ВЫБОР ТИПА РУ-6 КВ

Для питания и управления высоковольтными двигателями необходима установка в рассчитываемой электрокотельной распределительного устройства напряжением 6 кВ. Принимаем к установке в электрокотельной комплектное распределительное устройство 6 кВ.

Распределительные устройства (РУ) закрытого типа (внутренней установки) применяются обычно при напряжениях до 20кВ. Типичными для промышленных предприятий являются закрытые РУ вторичного напряжения ГПП, первичного напряжения цеховых подстанций, генераторного напряжения собственных электростанций.

Применение закрытых РУ может оказаться неизбежным иногда и при более высоких напряжениях (в случае тяжелых условий окружающей среды, при малой отводимой для РУ площади и т. п.).

Распределительные устройства до 20 кВ состоят, как правило, из комплектных ячеек заводского изготовления и называются комплектными распределительными устройствами (КРУ). Существуют два типа ячеек КРУ: ячейки, внутри которых все аппараты установлены стационарно (КСО), и ячейки, в которых выключатель ВН установлен на выкатываемой тележке.

На рис. 5 приведена одна из возможных конструкций ячейки КРУ на 1О кВ со стационарно установленной аппаратурой. Ячейка разделена на три отсека: открытый сверху отсек сборных шин и шинного разъединителя; отсек выключателя ВН; отсек линейного разъединителя и присоединения кабеля.

Отсеки отделены друг от друга сплошными металлическими листовыми перегородками, что позволяет, например, произвести безопасный осмотр выключателя при отключенных шинном и линейном разъединителях.

Приводы выключателя и разъединителей установлены на передней панели ячейки и между собой механически сблокированы (операции с разъединителями возможны только при отключенном выключателе). На передней панели установлены также измерительные приборы и реле. Открытое размещение приводов и приборов может считаться недостатком такой ячейки, так как этим ухудшается общий обзор и внешний вид РУ; поэтому, в некоторых других типах ячеек приводы и вторичные приборы размещены в специальном отсеке, находящемся обычно в левой части ячейки. На дверцы этого отсека вынесены только сигнальные прибор

Дверцы или снимаемые передние панели ячейки изготовляются из листовой стали. У некоторых типов ячеек дверцы снабжены смотровыми стеклами, облегчающими осмотр выключателей и других аппаратов.

В ячейках может быть предусмотрено также внутреннее местное освещение. В ячейках, предусмотренных для размещения выключателей ВН, могут устанавливаться и другие аппараты (выключатели нагрузки, плавкие предохранители, трансформаторы напряжения и т. п.). Однако при использовании меньших аппаратов размеры ячеек могут быть существенно сокращены. Так, при использовании плавких предохранителей со специальными малогабаритными выключателями нагрузки могут быть созданы комплектные ячейки на 10 кВ шириной порядка 0,6 м, высотой порядка 1,2 м и глубиной порядка 0,8 м, т. е. в несколько раз меньшего объема, чем изображенная на рис. 5 типовая ячейка.

На рис. 6 показана комплектная ячейка выкатного исполнения. Выключатель ВН вместе с приводом установлен на выкатной тележке и соединяется со стационарной частью первичной аппаратуры ячейки при помощи штепсельных разъемов ВН. Ячейка состоит из отсека сборных шин, отсека выкатной тележки, отсека трансформатора тока и отходящей кабельной линии, отсека вторичных приборов.

Объем ячейки выкатного типа благодаря более компактному размещению аппаратов в 1,5—2 раза меньше, чем у аналогичной ячейки со стационарной аппаратурой. Выкатная тележка позволяет произвести удобный и безопасный осмотр и наладку выключателя, а также при необходимости легкую и быструю замену тележки с выключателем. Во избежание неправильных операций предусмотрена механическая блокировка, позволяющая передвигать тележку только при отключенном выключателе. Отверстия для штепсельных разъемов при выкатывании тележки механически закрываются металлическими шторами, чем закрывается доступ к находящимся под напряжением частям ячейки.

Наладка привода выключателя, а также релейной защиты и автоматики ячейки возможна при выдвижении тележки на расстояние, при котором надежно разъединяется первичная цепь (при выдвижении в наладочное положение). Тележка и приборный отсек ячейки соединены обычно гибким кабелем, длина которого допускает небольшое перемещение тележки; при полном выкатывании тележки кабель отсоединяется при помощи штепсельного разъема.

Выбор комплектных ячеек производится по тем же критериям, что и выбор выключателей и другой коммутационной аппаратуры, а также по требуемым схемам первичных и вторичных соединений. Применение ячеек стационарного или выкатного типа определяется в основном частотой включений выключателя и связанной с этим частотой осмотров и технического обслуживания.

В помещении РУ комплектные ячейки располагаются в один или" два ряда (рис.7). Размеры помещения определяются количеством и размерами ячеек, а также условиями их обслуживания и транспорта. В частности, кроме коридора управления с задней стороны ячеек выкатного типа могут предусматриваться дополнительные коридоры и проходы для монтажа и обслуживания. Число выходов из РУ зависит от длины коридора. Так, при длине РУ до 7 м допускается один выход, при длине 7—60 м — два выхода (в обоих концах РУ). При большей длине число выходов выбирают так, чтобы расстояние от любой точки коридора обслуживания до выхода не превышало 30 м. Выходные двери должны само запираться, но не должны препятствовать свободному выходу людей из РУ (должны открываться в сторону выхода без применения ключа).

Выход из РУ предусматривается наружу, на лестничную клетку или в производственное помещение с несгораемыми стенами и перекрытиями, не содержащее огнеи взрывоопасных устройств.

Под ячейками РУ предусматривается кабельный канал (см. рис.5), размеры которого зависят от количества кабелей. При большом числе кабелей под помещением РУ может предусматриваться кабельный этаж.

Наименьшая допускаемая глубина кабельного канала определяется допускаемым радиусом изгиба кабеля наибольшего сечения, а также типом и расположением концевой разделки кабеля.

При дистанционном управлении выключателями между РУ и центом управления прокладываются контрольные кабели, канал для контрольных кабелей может предусматриваться в полу коридора управления (см. рис.5), однако возможны и другие варианты.

Для сооружения закрытых РУ и подстанций обычно применяются железобетонные панели и объемные блоки. Так как поверхности этих строительных деталей могут выделять цементную пыль, то полы, стены и потолки РУ покрываются непылящимися отделочными слоями.

В помещении КРУ кроме комплектных ячеек могут находиться и ячейки секционных реакторов. Для линейных реакторов при их достаточно большом числе может предусматриваться отдельный реакторный этаж.

В случае крупногабаритных выключателей (например, на напряжение 35 кВ и выше) применяются некомплектные типовые конструкции ячеек. Аппаратуру РУ в таком случае целесообразно располагать на двух этажах, причем на верхнем этаже предусматриваются сборные шины и шинные разъединители, на нижнем этаже — выключатели, трансформаторы тока и линейные разъединители.

При большом объеме масла в выключателях (более 60 .кг) они размещаются в отделенных от другой аппаратуры ячейки взрывных камерах. Двери этих камер открываются наружу или во взрывной коридор РУ.

При напряжениях 20 кВ и выше наряду с обычной аппаратурой и неизолированной ошиновкой в последнее время стала применяться полностью закрытая аппаратура, заполненная гексафтористой серой. Распределительные устройства на базе такой аппаратуры отличаются весьма малыми габаритами (объем такого РУ в 10—50 раз меньше, чем в случае применения обычной воздушно-фарфоровой изоляции) и отсутствием доступных к прикосновению токоведущих частей.

Помещения РУ, как правило, не имеют окон, что увеличивает их надежность к случайным внешним механическим воздействиям. В РУ предусматривается искусственное освещение, естественная вентиляция и при необходимости электрическое или воздушное отопление.

Достоинствами закрытых РУ перед открытыми являются защита аппаратуры от воздействия наружной среды, от пыли и копоти, от больших колебаний температуры, от солнечной радиации, а также большое удобство обслуживания, исключение возможности проникновения в РУ посторонних людей, большая компактность.

Для установки в РУ-10 кВ рассчитываемого корпуса принимаем комплектно распределительное устройство типа КРУ со следующими паспортными данными.

Таблица 3.11. Паспортные данные КРУ.