Проектирование системы электроснабжения

1. Краткая характеристика предприятия

2. Электроснабжение

2.1 Расчет электрических нагрузок

2.1.1 Определение расчетных мощностей объектов

2.1.2 Определение центров активной и реактивной мощности

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

2.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения

2.2.2 Определение расчетных электрических нагрузок ТП

2.2.3 Компенсация реактивной мощности

2.2.4 Определение количества трансформаторов в ТП и их номинальной мощности

2.2.5 Выбор сечения проводников линий электропередачи

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

2.3.1 Обоснование принимаемых значений напряжения внешнего электроснабжения

2.3.2 Определение расчетной нагрузки предприятия

2.3.3 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

2.3.4 Выбор сечения проводников кабельной линии электропередачи

2.4 Определение величины токов короткого замыкания

2.5 Выбор и проверка электрооборудования по условиям работы в режиме короткого замыкания

2.5.1 Выбор силовых выключателей напряжением выше 1000 В

2.5.2 Выбор трансформаторов тока

2.5.3 Выбор трансформаторов напряжения

2.5.4 Выбор разъединителей

2.5.5 Выбор и проверка шин

2.5.6 Выбор трансформаторов собственных нужд

2.5.7 Выбор разрядников

2.5.8 Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности

2.5.9 Выбор автоматических выключателей напряжением 0,38 кВ

2.5.10 Проверка сечений кабелей по термической стойкости к токам к. з

2.6 Защита сетей от аварийных режимов

2.6.1 Защита кабельных линий 10 кВ

2.6.2 Токовая защита нулевой последовательности

2.6.3 Защита мощных ответственных двигателей от перегрузки и токов КЗ

3. Электрификация ремонтно-механической базы (бокса)

3.1.1 Расчет электроосвещения

3.1.2 Компоновка осветительной сети

3.1.3 Выбор конструктивного исполнения электропроводок осветительной сети

3.1.4 Электрический расчет осветительной сети

3.1.5 Выбор пускозащитной аппаратуры

3.1.6 Выбор сечений проводов и кабелей

3.2.1 электрический расчет силовой сети

3.2.2 Выбор аппаратов защиты

3.2.3 Выбор пусковой аппаратуры

3.2.4 Выбор сечений проводов и кабелей

3.2.5 Проектирование компенсации реактивной мощности

4. Организация эксплуатации электрохозяйства

5. Охрана труда и окружающей среды

5.1 Мероприятия по электробезопасности объекта

5.2 Мероприятия по охране окружающей среды

6. Основные технико-экономические показатели проекта Заключение Список использованных источников

электроснабжение кабель электрификация трансформатор При проектировании системы электроснабжения котельной должны быть решены следующие задачи: выбор наиболее рациональной, с точки зрения технико-экономических показателей, схемы питания; правильный технический и экономический обоснованный выбор мощности трансформаторов подстанций; выбор экономически целесообразного режима работы трансформаторов; выбор рационального напряжения, размеры капиталовложений, расход цветного металла, величину потерь электроэнергии и эксплуатационные расходы; выбор электрических аппаратов в соответствии с требованиями технико-экономической целесообразности; выбор сечения проводов, шин, кабелей в зависимости от ряда технических и экономических факторов; выбор условий, отвечающих требованиям техники безопасности, защиты окружающей среды.

Система электроснабжения любого предприятия состоит из источников питания и линий электропередач, осуществляющих передачу электрической энергии к предприятию, понизительных, распределительных и преобразовательных подстанций и связывающих их кабелей воздушных линий, а также токопроводов, обеспечивающих на требуемом напряжении подвод электрической энергии к ее потребителям.

Требования, предъявляемые к электроснабжению производственных предприятий, в основном зависят от потребляемой ими мощности и характера электрических нагрузок, особенностей технологии производства, климатических условий, загрязненности окружающей среды и других факторов.

Практика эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий показывает, что наиболее надежными являются системы электроснабжения, содержащие минимальное количество коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей и т. п.), смонтированных с высоким качеством, при своевременности выполнения профилактических ремонтов и замены устаревшего оборудования.

Технико-экономические обоснования целесообразности строительства или реконструкции объектов являются результатом предпроектных исследований, проводимых технологами, экономистами и инженерами-проектировщиками различных специальностей на основе генеральной схемы развития и размещения предприятий данной отрасли промышленности.

При построении системы электроснабжения необходимо учитывать многочисленные факторы, к числу которых относятся потребляемая мощность и категории надежности питания отдельных элементов, графики нагрузок крупных потребителей, например характер нагрузок, например наличие ударных резкопеременных нагрузок; размещение электрических нагрузок на генеральном плане; число и мощность подстанций и других пунктов потребления электрической энергии; напряжение электропотребителей; число, расположение, мощность, напряжение и другие параметры располагаемых источников питания; требования энергетической системы, учет совместного питания с другими потребителями; требования аварийного и послеаварийного режимов, степень загрязненности окружающей среды.

Основными определяющими факторами являются характеристика источников питания, мощность и категория потребителей электрической энергии. Оба эти фактора тесно связаны. При построении системы электроснабжения нужно учитывать также требования ограничения токов короткого замыкания, а также условия выполнения простой и надежной релейной защиты, автоматики и телеуправления.

При строительстве электрических сетей необходимо стремиться к осуществлению надежных и простых схем электроснабжения. Источники питания промышленных нагрузок следует максимально возможно приближать к центрам потребления, сооружая подстанции при централизованном питании или электростанции при местном питании около центров нагрузок.

Во всех отраслях народного хозяйства широко внедряется новая техника, прогрессивная технология средств автоматизации, повышающие производительность труда и позволяющие обезопасить человека от вредных производственных факторов.

Автоматизация технологических процессов в топливно-энергетических предприятиях осуществляется путем внедрения систем контроля, регулирования и управления на базе комплекса технических средств общепромышленного и отраслевого назначения.

1. Краткая характеристика предприятия

Котельная № 3 города Костанай расположена по улице Карбышева неподалеку от КЖБИ-нского моста. Она введена в эксплуатацию в 1964 году. В 2010 году была произведена реконструкция, при которой был установлен четвертый котел КВ-ГМ-100, мощностью 100 Гккал и 90 метровая дымовая труба. Однако как отмечают специалисты, четвертый котел понадобится лишь в моменты пиковых нагрузок, которые приходятся на самые холодные месяцы (декабрь-январь). По итогам реконструкции была заявлена мощность котельной 427 Гккал в час, что сопоставимо с мощностью ТЭЦ, расположенной в центре Костаная. Необходимость расширения была вызвана резким ростом строительства жилья в Южной части нашего города.

Котельная принадлежит ТОО «Теплосеть Холдинг», директором которой, на данный момент, является Иван Игнатенко. Котельная № 3 является одним из крупнейших теплоисточников города, она снабжает теплом всю Южную часть Костаная. Котлы в обычном режиме работают на газу, в качестве резервного топлива имеется возможность использования мазута.

Здание котельной выполнено из сборного железобетона, стойки, ригели и оконные переплеты — стальные; двери деревянные, фундаменты под оборудование изготовлены из монолитного железобетона. Чердачное перекрытие отсутствует. С обеих сторон имеются выходы, выполненные в виде высоких ворот. Основное здание разделено на 2 цеха (котловая и дымососная). В котловой установлены 4 котла производительностью по 3,5 тонны воды в час. Рабочее давление составляет 6 атмосфер. Для удобного и безопасного обслуживания котла около него сооружены площадки и лестницы из несгораемых материалов. Размеры площадок, лестниц и проходов выбраны в соответствии с требованиями по безопасной эксплуатации котлов. Здания котельной и машинного зала соединены между собой двухэтажными мостиками — по одному на два соседних котла: первый этаж мостика на уровне 7 м предназначен для перехода персонала, обслуживающего станцию, из одного цеха в другой, второй этаж — для размещения трубопроводов. Вне здания котельной, на открытой площадке, размещены тягодутьевые машины, золоуловители, баки различного назначения, подогреватели мазута. В котельной предусматрены мероприятия по обеспечению надежной и безопасной эксплуатации, мероприятия по охране окружающей среды от загрязнения, а также защита от замерзания трубопроводов и арматуры.

Для осуществления подвоза жидкого топлива предусмотрены ЖД пути.

На предприятии лицом ответственным за электрохозяйство приказом закреплен главный энергетик, аттестован, как и весь электротехнический персонал. Электроустановки котельной укомплектованы испытанными защитными средствами, средствами противопожаротушения и средствами оказания первой медицинской помощи.

Расчет за потребленную электроэнергию осуществляется по одноставочному тарифу. По надежности электроснабжения электроустановки предприятия относятся ко II категории надежности.

2. Электроснабжение

Схема питания потребителей котельной № 3 отвечает требованиям по надежности электроснабжения для потребителей II категории. Достоинством схемы является её простота и удобство в эксплуатации. Но, в тоже время, существенным недостатком этой схемы является повышенная аварийность, в частности из-за наращивания мощности предприятия и введения в строй нового технологического оборудования. В свою очередь эти изменения приводят к возникновению коротких замыканий, провалам напряжения, пробою изоляции, механическим повреждениям. В результате происходят частые отключения электроустановок в результате аварий, много времени уходит на ремонт, что сказывается на качестве технологического процесса. Последняя капитальная модернизация котельной прошла в 2010 году, однако она охватила лишь установку нового котла и протяжку кабелей для запитки нового оборудования. Все остальное оборудование давно устарело морально и физически. Следовательно, можно сделать вывод о необходимости оптимизации системы предприятия с заменой недостаточно мощного, либо физически устаревшего оборудования на новое и более современное с технико-экономическим обоснованием принимаемых решений.

2.1 Расчет электрических нагрузок

2.1.1 Определение расчетных мощностей объектов

Зная установленную мощность каждого объекта предприятия, k_c [1], сosj и значение удельного освещения по объектам [2], с помощью генплана определяем площади объектов предприятия.

Определяем расчетную нагрузку силового оборудования:

(1)

где Р_р — активная расчетная нагрузка, кВт;

k_c - коэффициент спроса;

P_{уст — установленная мощность объекта, кВт;}

Определяем реактивную расчетную нагрузку силового оборудования:

(2)

где Q_p — реактивная расчетная нагрузка, кВАр.

tgj—- соответствует характерному для данного объекта сosj.

Определяем расчетную активную нагрузку электроосвещения:

(3)

где P_po — расчетная активная мощность на освещение, кВт;

F — площадь объекта, м²;

P_уд — удельная нагрузка освещения, Вт/м².

Определяем суммарные расчетные нагрузки:

(4)

где Р_р.сум — расчетная активная мощность, с учетом освещения, кВт.

Определяем полную расчетную мощность:

(5)

где S_p — расчетная полная мощность, кВА.

Приведем пример расчета для объекта № 1 (основной производственный цех):

Р_р = 0,8250 = 200 кВт.

Q_p = 2001.52 = 303,7 кВАр.

P_p.o = 205 400 = 108 кВт.

Q_р.о = 1080,48 = 51,84 кВАр.

Р_р.сум1 = 108 + 200 = 308 кВт.

Q_р.сум1 = 51.84 + 303.7 = 355.54 кВт.

кВА.

Аналогично считаем расчетные нагрузки для всех оставшихся объектов и сводим данные в таблицу 1.

Таблица 1 Расчет электрических нагрузок

Расчет нагрузок 10 кВ осущствляем аналогичным образом и заносим в табл. 2

Таблица 2 Расчет нагрузок потребителей 10 кВ

2.1.2 Определение центров активной и реактивной мощности

Для расчета центров нагрузки произведем аналогию между массами и электрическими нагрузками. Координаты центров активной и реактивной электрической нагрузки можно определить с помощью ниже изложенных формул. Для этого наносим на генеральный план оси и для каждого объекта определяем координаты Х и Y.

Определяем координаты центра активной мощности по формулам:

(6)

Определяем координаты центра реактивной мощности по формулам:

, (7)

где P_i — расчетная активная нагрузка с учетом освещения;

Q_i — расчетная реактивная нагрузка;

X_i, Y_i — расстояние от осей до потребителей.

Определяем координаты центра активной и реактивной мощности, по формуле (6), (7) используя таблицу 1:

С помощью полученных точек выбираем место расположения. Результаты расчетов вносим в таблицу 3.

Таблица 3

Определение центров активных и реактивных нагрузок

2.2 Выбор схемы внутреннего электроснабжения

2.2.1 Обоснование принимаемых значений напряжения

Для получения экономичного варианта электроснабжения котельной в целом, напряжение каждого звена системы электроснабжения должно выбираться, прежде всего, с учетом напряжения потребителей электроэнергии. Для стороны низкого напряжения принимается напряжение 0,4 кВ, значение высокого напряжения принимаем равным 10 кВ.

В связи с тем, что котельная во время отопительного сезона не может быть остановлена, (т.к. треть населения города останется без тепла) все объекты необходимо отнести ко 2 категории потребителей. Питание предприятия осуществим от двухтрансформаторной подстанции КЖБИ по двум независимым кабельным линиям, тем самым мы достигнем экономии средств на сооружение главного распределительного пункта, а также выполним все требования по питанию потребителей 2 категории.

2.2.2 Определение расчетных электрических нагрузок ТП

Для определения расчетных мощностей трансформаторных подстанций необходимо по схеме внутреннего электроснабжения предприятия просуммировать активные и реактивные мощности потребителей, приходящиеся на каждую трансформаторную подстанцию. При расчете мощности ТП необходимо учитывать коэффициент одновременности.

Приведем порядок расчета мощности трансформаторной подстанции. Активная мощность трансформаторной подстанции с учетом коэффициента одновременности определяется по формуле, кВт:

(8)

где К₀ — коэффициент одновременности, 0,9 [6];

— суммарные активные расчетные мощности потребителей, питающихся от трансформаторной подстанции, кВт;

Аналогично рассчитывается реактивная мощность, кВАр:

(9)

где — суммарные реактивные расчетные мощности потребителей, питающихся от трансформаторной подстанции, кВАр.

Полная расчетная мощность ТП определяется по формуле, кВА:

(10)

В качестве примера приведем расчет мощности подстанции ТП1

Определяем количество ТП Т.к. меньше единицы, принимаем необходимое количество ТП равное единице. Остальной расчет осуществляем аналогично и заносим в таблицу 4

Таблица 4

Определение количества ТП

Определяем активную расчетную мощность трансформаторной подстанции ТП1 по выше приведенной формуле (8):

кВт.

Определяем реактивную расчетную мощность ТП1 по формуле (9):

кВАр.

Рассчитаем полную расчетную мощность ТП1 по формуле (10):

кВА.

Аналогичным способом определяем расчетные нагрузки остальных ТП. Результаты расчета сведем в таблицу 5.

Таблица 5

Определение расчетной мощности трансформаторов ТП

2.2.3 Компенсация реактивной мощности

Большинство промышленных электроприемников в процессе работы потребляет из сети не только активную Р, но и реактивную мощность Q. Основными потребителями реактивной мощности являются: асинхронные двигатели (65−60% общего потребления реактивной мощности), трансформаторы (20−25%), реакторы, преобразователи и другие установки (около 10%).

Выполнение компенсации реактивной мощности позволяет существенно повысить КПД, разгрузить линии электропередач, а также улучшить качество отпускаемой потребителю электроэнергии.

Компенсацией реактивной мощности как всякое техническое мероприятие может применяться для нескольких различных целей. Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Во-вторых, установка компенсирующих устройств применятся для снижения потерь электроэнергии в сети. Компенсирующие устройства применяются для регулирования напряжения.

Так как установка компенсирующих устройств не требует значительных затрат, выполнение мероприятий по компенсации реактивной мощности просто необходимо. Тем более, что затраты на передачу реактивной мощности значительно больше, чем затраты на установку компенсирующих устроств.

Чтобы ограничить перетоки реактивной мощности компенсирующие устройства должны размещаться как можно ближе к месту потребления РМ, при этом передающие элементы сети разгружаются по реактивной мощности, этим достигается снижение потерь активной мощности и напряжения, а также появляется возможность снизить сечения линий.

Минимально допустимая величина средневзвешенного коэффициента мощности для промышленных предприятий на вводах, питающих предприятие, должна находиться в пределах 0,92ч0,97.

Для компенсации реактивной мощности, потребляемой электроустановками промышленного предприятия, могут быть применены синхронные компенсаторы, конденсаторы и использованы имеющиеся синхронные двигатели.

Конденсаторы — специальные емкости, предназначенные для выработки реактивной мощности. Они по сравнению с другими источниками реактивной мощности обладают рядом преимуществ:

— малые потери активной мощности (0,0025 — 0,005 кВт/кВАр);

— простота эксплуатации (в виду отсутствия вращающихся частей);

— простота производства монтажных работ (малый вес, отсутствие фундамента);

— для установки конденсаторов может использоваться любое сухое помещение.

Для компенсации реактивной мощности на проектируемом предприятии применим конденсаторные установки, установленные в трансформаторных подстанциях на шинах низкого напряжения 0,38 кВ. Необходимую мощность конденсаторных установок определяем по следующему выражению, кВАр:

(11)

Полную расчетную мощность трансформаторных подстанций с учетом компенсации реактивной мощности определяем по следующей формуле, кВА:

(12)

где , — расчетная активная и реактивная мощность трансформаторной подстанции с учетом коэффициента разновременности максимумов нагрузки.

Коэффициент мощности ТП после компенсации реактивной мощности:

(13)

Мощность трансформаторов ТП с учетом компенсации реактивной мощности при условии перегрузки трансформаторов на 40% от номинального значения составит, кВА:

(14)

По приведенным формулам рассчитаем в качестве примера расчетную мощность трансформаторной подстанции ТП1 с учетом компенсации реактивной мощности.

Определим необходимую мощность конденсаторных установок (11):

кВАр.

Устанавливаем конденсаторные батареи УКБН-0,38−200 мощностью 2Ч200 кВАр. Полную расчетную мощность трансформаторных подстанций с учетом компенсации реактивной мощности определим по формуле (12):

кВА.

Проверим значение коэффициента мощности после компенсации реактивной мощности по формуле (13):

Аналогично приведенному примеру рассчитываем остальные ТП, и результаты расчета сводим в таблицу 6.

Таблица 6

Компенсация реактивной мощности

2.2.4 Определение количества трансформаторов в ТП и их номинальной мощности

Для выбора числа и мощности силовых трансформаторов применяем методику технико-экономических расчетов с учетом надежности электроснабжения потребителей, расхода цветного металла и необходимой трансформаторной мощности.

При выборе номинальной мощности трансформаторов руководствуемся следующими соображениями [21]:

— загрузка каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции в нормальном режиме составляет 60 — 80%;

— перегрузка трансформатора в аварийном режиме (для обеспечения всех потребителей II категории) составляет до 140% номинальной мощности;

Приведем порядок определения оптимальной мощности трансформаторов подстанций путем технико-экономического сравнения вариантов.

Определяем минимальную мощность трансформатора по условию:

(15)

Определяем коэффициент загрузки по формуле:

(16)

где S_р — расчетная нагрузка с учетом компенсации реактивной мощности;

S_н.т — номинальная мощность трансформатора;

n — количество трансформаторов.

Стоимость годовых потерь мощности в трансформаторах ТП определяется по формуле:

(17)

где DР_х — потери мощности холостого хода трансформатора, кВт, [1];

DР_к - потери мощности короткого замыкания трансформатора, кВт, [1];

ц_э — цена потерь электроэнергии, тен/кВтЧч.

Определяем приведенные расчетные затраты:

(18)

Общие годовые приведенные затраты можно определить по формуле, тыс. тнг/год:

Рассмотрим в качестве примера выбор оптимальной мощности трансформаторов подстанции № 1 по методу технико-экономического сравнения вариантов. Исходя из формулы (15) наиболее подходящим вариантом в данном случае являются трансформаторы с мощностью 400 кВА:

кВА Определяем коэффициент загрузки по формуле (16):

Определим стоимость годовых потерь мощности в ТП, (17):

тыс.тнг/год, Определим общие годовые приведенные затраты по (19), тыс. тнг/год:

тыс.тнг/год, Аналогично определяем оптимальную мощность трансформаторов остальных ТП, результаты сводим в таблицу 7.

2.2.5 Выбор сечения проводников линий электропередачи

Экономически целесообразное сечение кабеля АВВГ на каждом участке находим используя справочные: С_о, S, l, U, DP_н, I_н.к, К₁.

При передаче мощности S на расстояние l, при стоимости 1 кВт ч электроэнергии С₀ и определенном напряжении U капиталовложения К и эксплуатационные расходы С_э зависят от сечения проводов или жил кабелей S, принимаемого для передачи электроэнергии меняя в приведенных условиях сечения проводов или жил кабелей, получают соответствующие им приведенные затраты, т. е. З = С_э + 0,15· К.

Далее по соответствующим формулам определяем сечение жилы кабеля на данном участке.

Определяем расчетный ток на участке для потребителей 2 категории, А:

(20)

где S — полная мощность на данном участке линии, кВА.

U_н — номинальное напряжение на участке, кВ.

Определяем аварийный ток, кВт:

(21)

Определяем стоимость КЛ:

(22)

Таблица 7

Выбор мощности силовых трансформаторов

где к₀— удельная стоимость КЛ, тыс. тг/км ;

l — длина КЛ, км Определяем издержки на потери электроэнергии, кВт:

(23)

Определяем суммарные затраты, тыс. тг/год:

(24)

Определяем падение напряжения на участке, %:

(25)

где С_о — стоимость одного кВтч, тнг.

Для примера приведем расчет сечения кабеля участка «ГРПдымососная».

Определяем расчетный ток по формулам (22)-(25):

А

А

тыс.тг

тыс.тг/год

тыс.тг/год, Аналогично просчитываем все сечения для остальных участков и все данные сводим в таблицу 8.

Аналогичный расчет производим для КЛ 10 кВ. Результаты расчетов заносим в таблицу 9

Таблица 8 Выбор сечения КЛ-0,38

Таблица 9 Расчет сечения КЛ-10кВ

2.3 Выбор схемы внешнего электроснабжения

2.3.1 Обоснование принимаемых значений напряжения внешнего электроснабжения

Наилучшим вариантом питания Котельной № 3, исходя из экономической выгодности, является сооружение ГРП, т.к. совсем неподалеку (728 метров от самой котельной) расположена подстанция КЖБИ 35/10, от которой мы и запитываем ГРП по двум независимым кабельным линиям проложенным в раздельных траншеях и подключенных к двум секциям шин. Кроме того, на питающей подстанции имеется АВР, которое обеспечивает необходимую для потребителей второй категории надежность. Кабельные линии, питающие трансформаторные подстанции, выполним двумя кабелями марки АПвЭП, проложенными в разных траншеях, также напряжением 10 кВ.

2.3.2 Определение расчетной нагрузки предприятия

Схема внешнего электроснабжения включает в себя часть системы электроснабжения предприятия, начиная с источника питания и заканчивая главным пунктом распределения электроэнергии на территории предприятия. Исходя из того, что котельная относится ко второй категории потребитлей по надежности электроснабжения, на ней предусмотрено секционирование шин приемного пункта, питание, как уже было сказано ранее, для каждой секции производится по отдельным линиям.

2.3.3 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

Определяем полную расчетную нагрузку предприятия.

(26)

(27)

(28)

(29)

= () (30)

где к_О=0,9 — коэф. одновременности.

Р_УРТП=2102,07 кВт, Р_У10кВ=3197 кВт, Р_Р.ПР=0,9· (2102,07 +3197)=4769,2 кВт,

Q_УРТП=1002,57 кВАр

Q_У10кВ=4415,17 кВАр,

Q_Р.ПР=0,9· ((1002,57+4415,17)=4947,5 кВАр,

S_Р.ПР = =6871,9 кВА.

Определим коэффициент мощности предприятия:

(31)

Исходя из того, что коэффицент мощности менее допустимого, принимаем решение о необходимости выполнения компенсации РМ на стороне 10 кВ. Расчет производим аналогично расчету компенсации РМ на стороне 0,38 кВ по формулам 11;12;13.

Определим необходимую мощность конденсаторных установок (11):

кВАр.

По справочным данным принимаем 3 конденсаторные батареи УК-10−1125 мощностью 3Ч1125 кВАр. Полную расчетную мощность предприятия с учетом компенсации реактивной мощности определим по формуле (12):

кВА.

Проверим значение коэффициента мощности после компенсации реактивной мощности по формуле (13):

Сравним два варианта внешней системы электроснабжения котельной — установка на территории главного распределительного пункта (ГРП) или главной понизительной подстанции (ГПП).

Технико — экономический анализ вариантов сравнения систем внешнего электроснабжения произведем сравнив приведенные затраты на сооружение ГРП (ГПП) с учетом технических и экономических показателей питающей линии электропередачи от источника питания.

В первом случае напряжение в схеме внешнего электроснабжения будет таким же, что и на стороне выше 1000 В схемы внутреннего электроснабжения, т. е. 10 кВ. Во втором случае напряжение принимается из имеющихся стандартных напряжений на источнике питания. Исходя из того, что питающая подстанция имеет только напряжения 35 и 10 кВ, для ГПП принимаем напряжение равное 35 кВ.

Рассмотрим вариант, при котором на предприятии установлена ГРП.

В этом случае Uн=10кВ. Определим рабочий ток линии:

(32)

А.

Определим сечение провода по экономической плотности тока:

(33)

где J_ЭК=1,4 — экономическая плотность тока для КЛ.

мм².

Принимаем минимальное сечение равное 120 мм².

Определяем капитальные затраты.

Капитальные затраты для КЛ:

(34)

где k₀ — удельная стоимость КЛ [тыс. тг/км]

l=0,728 км — расстояние от подстанции до котельной.

тыс.тен.

Капитальные затраты для ГРП:

(35)

где к_ВЯ=360· 10 ³тен. — стоимость вводной ячейки.

к_ТСН=367· 10 ³тен.- трансформатора собственных нужд;

к_ТН=228· 10³ тен — стоимость трансформатора напряжения;

к_СЯ=360· 10 ³ тен.- стоимость секционной ячейки.

К_ЛЯ=360· 10 ³ тен.- стоимость линейной ячейки.

n= 4 — количество линейных ячеек.

тыс. тен.

Общие капитальные затраты для варианта с ГРП:

К₁=К_ЛЭП+К_ГРП (36)

К₁=2435.16+5510=7945.16 тыс. тен.

Определим приведенные затраты для первого варианта:

З_i = Е_н * К_i + И_i (37)

где К_i — капиталовложение на строительство по варианту, тыс. тен;

К_i — соответствующие годовые издержки на эксплуатацию тыс. тен/год;

Е_н — нормативных коэффициент эффективности капиталовложений, равный 0,12.

Годовые издержки на эксплуатацию сетей определяются:

И_i = И_а + И_об + И_пэ

где — издержки на амортизацию, тыс. тен/год;

р_а=3,0% - амортизационные отчисления для КЛ-10кВ;

р_а=6,3 — амортизационные отчисления для РУ-10кВ;

— издержки на обслуживание, тыс. тен/год;

издержки на потери эл. энергии, тыс. тен/год.

ф=3000 часов;

Ц_Э=12 тен/кВт*ч.

тыс. тен/год;

тыс. тен/год;

тыс. тен/год

тыс. тен/год

З₁=0,12· 7945,16+1061,21=2014,63 тыс. тен/год.

Рассмотрим вариант, при котором на предприятии установлена ГПП.

В этом случае Uн=35 кВ. По формуле (32) определим рабочий ток линии:

А.

Определяем сечение КЛ по формуле (33).

J_ЭК=1,4 — экономическая плотность тока для КЛ.

мм².

Принимаем кабель марки АПвЭП сечением 35 мм².

Определим номинальную мощность трансформатора ГПП с учетом 40% аварийной перегрузкой:

(38)

кВА.

Принимаем трансформатор ТМ-4000/35, Р_хх=6,7кВт, Р_к= 33,5кВт, к=4140 тыс.тен.

Определим капитальные затраты для КЛ по формуле 37:

Определим капитальные затраты для подстанции:

(39)

где к_ОРУ-35=1800 тыс. тен,

к_ТР=4140 тыс. тен,

к_ЗРУ-10= к_ГРП-10=5510 тыс. тен.

тыс. тен.

Капитальные затраты для варианта внешнего электроснабжения с ГПП:

(40)

тыс. тен.

Определяем годовые издержки на эксплуатацию:

Издержки на амортизацию:

тыс. тен/год;

Издержки на обслуживание:

тыс. тен/год,

Издержки на потери электроэнергии складываются из издержек на потери в КЛ и в трансформаторе.

Потери в ЛЭП:

кВт· ч./год

Потери в трансформаторе:

кВт· ч/год (41)

кВт· ч/год

тыс. тг/год

тыс. тг/год

По формуле (37) определим приведенные затраты для второго варианта:

тыс. тен/год.

2014,63‹ 5959,8

Принимаем вариант внешнего электроснабжения с установкой ГРП.

2.3.4 Выбор сечения проводников кабельной линии электропередачи

Нахождение экономически целесообразного сечения питающей линии электропередачи осуществляется по тем же формулам и аналитическим выражениям, что и для кабельных линии 0,38 и 10 кВ. Результаты расчетов сводим в таблицу 10

Таблица 10

Выбор сечения питающей линии

2.4 Определение величины токов короткого замыкания

Для расчет всех видов релейной защиты необходимо знать величины токов короткого замыкания в разных точках сети, их распределение по отдельным элементам (линиям, трансформаторам) в максимальном и минимальном режимах работы систем. Для расчета максимального режима достаточно иметь токи трёхфазного короткого замыкания, в минимальном режиме необходимо также знать значение токов двухфазных коротких замыканий. Расчет токов короткого замыкания производим методом относительных единиц. При этом методе все расчетные данные привозятся к базисному напряжению, току и мощности. Сопротивления элементов системы электроснабжения приводятся к базисным условиям. При расчете базисную мощность принимаем равную мощности системы, т. е. S_б = 100 мВА.

Относительное реактивное сопротивление системы определяется по формуле:

(42)

где — трехфазный ток короткого замыкания на шинах питающей подстанции.

При этом базисные токи на всех ступенях напряжения определяем по формуле:

(43)

Далее определяется относительное активное сопротивление кабельной линии 10 кВ:

(44)

где r_o — удельное активное сопротивление питающей линии 10 кВ, Ом/км;

l — длина питающей линии 10 кВ, км.

Относительное реактивное сопротивление кабельной линии участка

ГРП — ТП:

(45)

где х_o — удельное реактивное сопротивление питающей линии, Ом/км.

Относительное активное сопротивление трансформатора ТП:

(46)

Относительное полное сопротивление трансформатора ТП:

(47)

Затем определяется относительное реактивное сопротивление трансформатора ТП:

(48)

Далее, рассчитав все относительные сопротивления сети, определим результирующие сопротивления в расчетных точках короткого замыкания. Результирующие сопротивления до точек коротких замыканий на схеме замещения определяются по формуле:

(49)

где — результирующее (суммарное) относительное активное сопротивление участка до расчетной точки короткого замыкания;

— результирующее (суммарное) относительное реактивное сопротивление участка до расчетной точки короткого замыкания.

Установившееся максимальное значение трехфазного тока короткого замыкания в заданной точке определяется по формуле:

(50)

Минимальное значение установившегося двухфазного тока короткого замыкания в расчетной точке определяется по выражению:

(51)

Определим ударный ток в каждой точке короткого замыкания по схеме замещения:

(52)

где К_уi — ударный коэффициент, находится по справочным данным в зависимости от отношения результирующих сопротивлений цепи (прямой последовательности) x/r.

Расчет токов короткого замыкания производим по эквивалентной схеме замещения приведен в приложении 1

Определяем базисные токи на всех ступенях напряжения по формуле (43):

кА,

кА.

Определяем относительное реактивное сопротивление системы по (42):

.

Определяем сопротивление питающей линии. (44):

Относительное реактивное сопротивление питающей линии, (45):

Сопротивления кабельных линий от ГРП к потребительским ТП осуществляется аналогично. Резултаты расчетов вносим в таблицу 11:

Таблица 11

Расчет относительных сопротивлений линий

Определяем относительное сопротивление питающего трансформатора марки ТМ-16 000/35 по формуле (46):

Определяем относительное сопротивление трансформатора ТП1 марки ТМ-400/10 по формуле (46):

Относительное полное сопротивление трансформатора ТП1 определим по формуле (47):

Далее определим относительное реактивное сопротивление трансформатора ТП1 по формуле (48):

Расчет относительных сопротивлений оставшихся ТП осуществляем аналогично, резултаты расчетов вносим в таблицу 12

Таблица 12

Расчет относительных сопротивлений ТП

После расчета всех относительных сопротивлений сети, определим результирующие сопротивления в других расчетных точках короткого замыкания. Полные результирующие сопротивления до точек короткого замыкания на схеме замещения определяем по формуле (49).

Активное результирующее сопротивление в точке К2 составит:

Реактивное результирующее сопротивление в точке К2:

Полное результирующее сопротивление в точке К2 равно:

Определим максимальное значение установившееся значение трехфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К2 по формуле (50):

кА.

Установившееся значение двухфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К2 (минимальное значение) (48):

кА.

Определим амплитудное значение ударного тока в точке К2 по схеме замещения (49). Для определения значения ударного коэффициента необходимо знать отношение x/r, которое в данном случае равно 12,23. По справочнику определяем значение коэффициента К_у = 1,75.

кА.

Токи короткого замыкания во всех остальных точках определяются аналогично, результаты заносим в таблицу 13.

Таблица 13

Расчет относительных токов короткого замыкания

Приведем порядок расчета однофазных (минимальных) токов короткого замыкания на шинах низкого напряжения трансформаторных подстанций и на вводе в распределительные пункты объектов предприятия по методу расчета в именованных единицах. Ток однофазного короткого замыкания на шинах низкого напряжения ТП определяется по следующей формуле:

(53)

где — фазное напряжение, равное 220 В;

— расчетное сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании, определяется по справочным данным [9], Ом.

— сопротивление петли фаза-нуль кабельной линии, определяется как произведение удельного сопротивления петли фаза-нуль на длину, Ом [9]

Ток однофазного короткого замыкания у потребителя (на вводе в РП) определяется по формуле:

(54)

Расчитаем ток однофазного короткого замыкания в точке К4 схемы замещения. (54):

кА.

Аналогично приведенному примеру рассчитываются однофазные токи во всех расчетных точках. Результаты расчета заносятся в таблицу 14.

Таблица 14

Расчет однофазных токов короткого замыкания

2.5 Выбор и проверка электрооборудования по условиям работы в режиме короткого замыкания

Все элементы распределительного устройства проектируемого ГРП предприятия должны надёжно работать в условиях длительных, нормальных режимов, а также обладать термической и динамической стойкостью при возникновении самых тяжелых коротких замыканий. Исходя из этого при выборе элементов энегосистемы очень важна проверка соответствия их параметров длительным рабочим и аварийным кратковременным режимам, возникающих в эксплуатации. Электрическое оборудование в СЭС должно отвечать следующим основным требованиям:

1. Изоляция электрического аппарата должно соответствовать напряжению электрической установки.

(55)

2. Максимальный рабочий ток аппарата меньше значения его номинального тока.

(56)

3. Аппарат противостоит электродинамическому действию токов короткого замыкания.

(57)

4. Температура токоведущих частей при коротком замыкании не должна превышать предельно допустимого значения.

(58)

где t_пр — приведенное время протекания тока,

t_к — каталожное время.

(с)

5. Предельно отключаемый ток выключателей и предохранителей должен быть больше максимального тока короткого замыкания в месте установки.

(59)

6. Предельная мощность выключателя должна быть больше мощности к.з. в месте его установки.

(60)

(61)

2.5.1 Выбор силовых выключателей напряжением выше 1000 В

1.

2.

3.

4.

5.

6.

Окончательно принимаем выключатель BB/TEL-10−12,5−630.

Расчет выключателей сводим в таблицу 15.

Таблица 15

Выбор выключателей

2.5.2 Выбор трансформаторов тока

Рассмотрим пример выбора ТТ на линии Л1

1.

2.

3.

4.

Окончательно принимаем трансформатор тока ТПЛ — 10 — 150.

Расчет трансформаторов тока на линиях сводим в таблицу 16

Таблица 16

Выбор трансформаторов тока

2.5.3 Выбор трансформаторов напряжения

1. U_н=10кВ=U_с10кВ

2. S_2н=120 ВА? S_2ф=5 ВА Принимаем трансформатор напряжения НТМИ-10.

2.5.4 Выбор разъединителей

1.

2.

3.

4.

Окончательно выбираем разъединитель РЛНД (З)-10/400.

2.5.5 Выбор и проверка шин

1. мм²

2.

3.

Окончательно выбираем шину АД31-Т/60*6.

Расчет шин сводим в таблицу 17.

Таблица 17

Выбор сборных шин

2.5.6 Выбор трансформаторов собственных нужд

Электроприемниками собственных нужд ГРП являются освещение, вентиляция, электрообогрев приборов, электроприводы выключателей и т. п.

Для питания собственных нужд принимаем 2 трансформатора мощностью 40 кВА (ТМ-40/10).

2.5.7 Выбор разрядников

1.

Окончательно выбираем разрядник РВО-10.

2.5.8 Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности

1.

2.

Окончательно выбираем трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ-У3

2.5.9 Выбор автоматических выключателей напряжением 0,38 кВ

1. U_авт. =0,38 кВ? U_сети =0,38 кВ

2. I_н.авт.=630 А? I_р.мах.=594 А

3. I_н.р..=630 А? k_H ^. I_р.мах =1,1 594=627,2 А

4. I_{пр. от.авт.}=85 кА? I_к⁽³⁾=13,5 кА

I_к⁽³⁾=

5.

Автомат обеспечивает защиту. Окончательно принимаем автомат ВА51−39 с расцепителем 630 А.

Расчет автоматических выключателей напряжением 0,38 кВ сводим в таблицу 18.

Таблица 18

Выбор автоматических выключателей 0,38 кВ

2.5.10 Проверка сечений кабелей по термической стойкости к токам к. з

1.

Окончательно выбираем три кабеля АПвЭП — 3(1×70).

Проверку кабелей сводим в таблицу 19.

Таблица 19 Проверка сечений кабелей по термической стойкости к токам к.з.

2.6 Защита сетей от аварийных режимов

2.6.1 Защита кабельных линий 10 кВ и мощных двигателей

Релейная защита — неотъемлемая часть энергосистемы. С ее помощью удается в считанные секунды отключать поврежденные участки ЛЭП и тем самым защитить электрооборудование от токов короткого замыкания. Для защиты кабельных линий применяем максималальную токовую защиту, выполненную на реле РТ-40.

Релейная защита элементов распределительных сетей должна отвечать требованиям «Правил устройства электроустановок», которые предъявляются ко всем устройствам релейной защиты: быстродействия, селективности, надежности и чувствительности.

Производим расчет для защиты питающего кабеля от питающей подстанции до ГРП.

Минимальное значение тока срабатывания защиты с выдержкой времени на РТ-40:

(62)

где — коэффициент надежности, [10, 11];

— коэффициент возврата, [10, 11];

— коэффициент самозапуска,.

Ток срабатывания реле защиты:

(63)

где — коэффициент схемы, принимаем равным 1;

— коэффициент трансформации ТТ.

Коэффициент чувствительности защиты:

(64)

.

Полученное значение коэффициента чувствительности должно быть больше значения 1,5 в противном случае ток срабатывания защиты необходимо пересчитать на меньшее значение.

Для остальных линий 10 кВ осуществляем аналогичный расчет и заносим в таблицу 20

Таблица 20

Расчет уставок МТЗ по току

2.6.2 Токовая защита нулевой последовательности

Для защиты кабельных линий от замыканий на землю предусматривается токовая защита нулевой последовательности, питающиеся от трансформаторов тока нулевой последовательности.

Рисунок 1 Земляная защита, работающая на сигнал.

На рисунке 1 показан прицип действия земляной защиты. Магнитные потоки, обусловленные токами трех фаз, замыкаются по общей магнитной системе. Так как геометрическая сумма первичных токов в нормальном режиме и при междуфазных к.з. равна нулю, результирующий магнитный поток в таких режимах также равен нулю и тока в обмотке реле, подключенной ко вторичной обмотке трансформатора нет. Защита на данные режимы не реагирует. По обмотке реле возможно лишь прохождение незначительного тока небаланса, причиной возникновения которого является некоторая несимметрия фаз первичной цепи, относительно магнитной системы. В случае замыкания на землю на защищаемом элементе вследствие появления составляющей тока нулевой последовательности результирующий поток не будет равен нулю. В реле при этом появляется ток и защита срабатывает.

2.6.3 Защита мощных ответственных двигателей от перегрузки и токов КЗ

Релейная защита двигателей должна реагировать на внутренние и внешние повреждения и опасные режимы. Весьма важно, чтобы электродвигатели не отключались защитой при неопасных ненормальных режимах, так как такие отключения могут иметь массовый характер и нанести большой ущерб. В здании котельной установлены 4 двигателя мощностью по 400 кВт. Они являются наиболее ответственными, так как от них зависит подача топлива в котлы. В связи с этим необходимо предусмотреть их защиту от токов перегрузки и коротких замыканий.

В качестве защиты электродвигателей от к.з. применяется токовая отсечка, отстроенная от пусковых токов и токов самозапуска. Защиту выполним двухфазной, токовые реле РТ-86 подключим к трансформаторам тока, расположенным около выключателя со стороны двигателя.

Защита, выполненная при помощи реле типа РТ-86, применяется для электродвигателей подверженных перегрузке, при этом отсечка используется в качестве защиты от к.з., а индукционный элемент — для защиты от перегрузки.

Определим первичный ток срабатывания защиты (62) коэффищиент возврата реле РТ-86 равен 0,8

А Определяем ток срабатывания реле (63)

3. Электрификация ремонтно-механической базы (бокса)

Электрификация агропромышленных предприятий является основой строительства и развития производительных сил страны. Электрификация обеспечивает выполнение задачи широкой комплексной механизации и автоматизации производственных процессов, что позволяет усилить темпы роста производительности общественного труда, улучшить качество продукции и облегчить условия труда. На базе использования электроэнергии ведется техническое перевооружение промышленности, внедрение новых технологических процессов и осуществление коренных преобразований в организации производства и управлении им. Поэтому в современной технологии и оборудовании промышленных предприятий велика роль электрооборудования, т. е. совокупности электрических машин, аппаратов, приборов и устройств, посредством которых производится преобразование электрической энергии в другие виды энергии и обеспечивается автоматизация технологических процессов.

Требования к электрооборудованию вытекают из технологических данных и условий. Электрооборудование нельзя рассматривать в отрыве от конструктивных и технологических особенностей электрифицируемого объекта, и наоборот.

Электрооборудование промышленных предприятий и установок проектируется, монтируется и эксплуатируется в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) и другими руководящими документами.

3.1.1 Расчет электроосвещения

Таблица 21

Исходные данные для электрификации:

Нормируемую освещенность для ДРЛ — 200 Лк, определяется по таблице 3.4. Помещение взрывоопасное и имеет класс — ВЙа. По таблице 3.5 светильники типа РСП25 с ДРЛ 250 (степень защиты Взрывозащищенная., КСС-Д-1; с = 0,60).

Расчет ведем методом коэффициента использования светового потока.

Для того, чтобы равномерно осветить всю территорию принимаем равномерное размещение светильников.

Рассчитываем предварительное количество светильников.

Определяем количество рядов:

(65)

где В — ширина помещения, м, определяется из исходных данных;

л — коэффициент, характеризующий отношение расстояния между светильниками к высоте помещения, определяется по справочнику;

h — высота помещения, м, определяется из исходных данных.

Принимаем h = 8 м, тогда для светильника РСП25 (КССД-1) = 1,4 м. В данном случае количество рядов светильников для ремонтно-механического цеха будет равно:

.

Принимаем b = 3, размещаем ряды на расстоянии В/2 (3.6м) от стен.

Количество светильников в ряду определяем по выражению:

(66)

где, А — длина помещения, м, определяется из исходных данных.

Определяем количество светильников в ряду:

шт.

Принимаем 4 шт.

Общее количество светильников в помещении:

N = b · a (67)

N = 3 · 5 = 15 шт.

Определяем мощность ламп.

Световой поток светильника:

(68)

где Ен — нормируемая освещенность, Лк, принимаем равной 200 Лк;

Кз — коэффициент запаса, для светильников с ГРЛ принимаем равным 1,3;

S — площадь помещения, м², определяется произведением длины помещения на его ширину и вычетом площади вспомогательных помещений 878,75 м²;

Z — коэффициент равномерности, принимаем равным 1,15

— коэффициент использования светового потока светильника, определяется по выражению:

= _{П С ,} (69)

где _С — КПД светильника,

_П — КПД помещения, определяется по таблице 3.7 /1/ для известного индекса помещения.

Индекс помещения определяется по выражению:

(70)

Тогда индекс помещения токарного цеха будет равен:

.

По таблице 3.7 /1/ для i = 3; Р_п = 0,5; Р_ст = 0,3; Р_р = 0,1; КССД-1

находим _П = 0,65, _с = 0,6, тогда:

= 0,65 0,6 = 0,39

Тогда световой поток одного светильника будет равен:

Лм.

Для данного типа светильников принимаем лампы ДРЛ250 мощностью 250 Вт с номинальным световым потоком Ф_Н = 12 000 Лм. Тип лампы и ее световой поток определяем по таблице 3.3 /1/.

Определим отклонение освещенности от нормы:

(71)

Что недопустимо. Т.к. погрешность принимает отрицательное значение, то необходимо увеличить количество светильников.

(72)

Принимаем для освещения помещения бокса 51 светильник РСП25; Р_Л = 250 Вт.

Выполним расчет электроосвещения склада.

Нормируемая освещенность для Л.Н. -75 лк.

Помещение пожароопасное, но не взрывоопасное и имеет класс — П-I Iа. Принимаем светильники типа НСП21 с Л.Н. (степень защиты IP23, КСС-Д-2; с = 0,71)

Предварительно рассчитаем количество светильников тем же методом, что и в предыдущем примере. Принимаем светильник НСП21 (КСС-Д-2) = 1,4 м.

.

Принимаем b = 1.

шт.

Принимаем 1 шт.

N = 1 2 = 2 шт.

Предварительно принимаем количество светильников равное двум.

Расчет освещения выполняем методом удельной мощности.

Определяем удельную мощность светильника по выражению:

(73)

где Wус — удельная условная мощность светильника с условным КПД, равным 100% при освещенности 75 Лк, Вт/м², определяется по таблице 3.8 и равна 25,4Вт/м².

Тогда удельная мощность светильника НСП21 будет равна:

Вт/м².

Определяем необходимую мощность лампы:

. (74)

Необходимая мощность лампы для светильника НСП11 будет равна:

Вт.

Для данного светильника принимаем лампу Г-215−225−200 мощностью 200 Вт.

Определяем отклонение освещенности от нормы:

что не является допустимым. Поэтому производим перерасчет аналогичный приведенному ранее.

Для освещения помещения склада принимаем окончательно количество светильников — 5, для соответствия нормам освещенности.

Остальные помещения рассчитываем аналогичным образом и заносим в таблицу 22

Таблица 22

Расчет электроосвещения

3.1.2 Компоновка осветительной сети

Для освещения бокса, склада, токарного цеха, венткамеры, и электрощитовой используем однофазные групповые линии на напряжение 220 В. Все светильники разделяем на шесть групповых линий рабочего освещения и одну — аварийного. Светильники рабочего освещения разделены таким образом, что каждая фаза сети питает по две групповые линии. Объединив по две групповые линии (Л1 и Л2 на фазу А; Л3 и Л4 на фазу В; Л5 и Л6 на фазу С) получаем примерно равную нагрузку по фазам — 5,850; 5,300; 6,850 кВт. Небольшая несимметрия по фазам входит в предел допустимых 30%.

В первую линию включены: 8 ламп электрощитовой трансформатор ЯТП-0,25. Во вторую линию включены 16 ламп освещения бокса,, лампы освещения венткамеры и трансформатор (в венткамере). В третью линию включены 5 ламп склада и 3 лампы венткамеры. В четвертую линию включены 14 ламп освещения бокса и 2 лампы наружного освещения В пятую линию включены 13 светильников бокса. В шестую линию включены 18 ламп токарного цеха Все групповые линии подключаются к сети через специальный распределительный щит рабочего освещения, расположенный в электрощитовой. В данном щите установлена защита сети освещения от перегрузок и аварийных режимов (автоматические выключатели). В каждом помещении имеются выключатели для удобного управления освещением. Линия аварийного освещения составляет 10% от общего освещения. В нее входит 7 ламп освещения бокса. Лампы аварийного освещения питаются от отдельного источника питания — щита аварийного освещения. Так как в аварийном освещении всего одна линия, вместо щита устанавливаем автомат АП50Б. Помимо щитов освещения в электрощитовой расположен щит силового оборудования.

3.1.3 Выбор конструктивного исполнения электропроводок осветительной сети

Проводку сети освещения выполняем кабелем марки АВВГ, материал жилы — алюминий, оболочка из ПВХ, броня отсутствует, наружный покров отсутствует. Прокладку осуществляем открыто по строительным конструкциям, и поверхностям на скобах, а также на тросе.

3.1.4 Электрический расчет осветительной

В связи с тем, что рабочее освещение состоит из 6 групповых линий, принимаем распределительный щит с шестью отходящими линиями. Для определения тока защитного аппарата произведем расчет рабочих токов групповых линий. Расчет производим по следующему выражению:

(75)

где УР — сумма мощностей ламп групповой линии, кВт;

U_ф — напряжение на линии, принимаем равным 0,22 кВ.

Определим рабочий ток первой группы:

А.

Для последующих групп, а также группы аварийного освещения рабочие токи определяем тем же способом и заносим в табл. 23

Таблица 23

Электрический расчет осветительной сети

Для сети рабочего освещения принимаем распределительный щит марки ЯОУ8505 с 6 автоматическими выключателями ВА47−29 и вводным автоматом ПВЗ-100(100А).

Для сети аварийного освещения принимаем автоматический выключатель марки АП50Б-М.

3.1.5 Выбор пускозащитной аппаратуры

В качестве пускозащитных устройств для сетей рабочего и аварийного освещения принимаем автоматические выключатели.

1) Выбираем автоматический выключатель для первой группы светильников по следующим условиям:

Соответствия номинального напряжения выключателя U_H.B номинальному напряжению сети U_C.

U_HB? U_C, (76)

230B? 220B.

Соответствие тока автомата рабочему току

I_HP? I_P

63?8,85

Соответствие номинального тока расцепителя автомата расчетному рабочему току электроприемников:

I_HP? k_H1I_P, (77)

где k_H1 — коэффициент надежности; k_H1=1,2…1,4.

I_HP = 1,2 • 8,85=10,62 А.

Принимаем I_HP=12,5 А.

12,5? 10,62

Окончательно для первой группы светильников принимаем автоматический выключатель марки ВА47−29, с номинальным током расцепителя I_нр= 12,5А.

Автоматы для остальных линий выбираем аналогично и заносим результаты в таблицу 24

Таблица 24

Выбор автоматических выключателей

3.1.6 Выбор сечений проводов и кабелей

Для осветительной сети расчет сечений проводов и кабелей будим производить по трем условиям.

1) I_п? I_р (78)

где I_п — допустимый ток проводника, А;

I_р — расчетный ток в линии, А.

I_п? k_з • I_а.з. (79)

где k_з — коэффициент защиты, принимаем по таблице 10.2.1 равным 1 ;

I_а.з. — номинальный ток автомата защиты, А.

I_а.з. = I_р • k_н;

где k_н — коэффициент надежности, принимаем равным 1,3.

2) По допустимой потере напряжения. Допустимая потеря напряжения равна? U_доп = 2.5%.

Расчет производится по выражению:

; (80)

где С — коэффициент, характеризующий сеть и материал проводника, для осветительной сети С=12,8 -медный проводник, однофазная сеть, так как для осветительной сети взрывоопасного помещения необходимо выбирать кабель марки ВВГ.

Все необходимые данные по сечениям проводов мы берем из таблицы 10.1.3. [21]

Рассчитаем сечение кабеля для первой группы светильников.

Рис 2 Принципиальная схема распределения светильников в первой группе.

1) 19 > 8,85

F = 1,5 мм².

2) 19 > 12,5

F = 1,5 мм².

3)

Определяем фактические потери напряжения при стандартном значении сечении:

Фактические потери напряжения при сечении 1,5 мм² составят:

Так как фактические потери напряжения меньше допустимых, то для первой группы светильников принимаем кабель ВВГ — 1(3×1,5).

Остальные КЛ выбираем аналогичным способом по принципиальным схемам распределения светильников, приведенным ниже, результаты заносим в таблицу 25.

Рис 3. Принципиальная схема распределения светильников в второй группе.

Рис 4. Принципиальная схема распределения светильников в третьей группе.

Рис 5. Принципиальная схема распределения светильников в четвертой группе.

Рис 6. Принципиальная схема распределения светильников в пятой группе.

Рис 7. Принципиальная схема распределения светильников в шестой группе.

Рис 8. Принципиальная схема распределения светильников в седьмой группе.

Таблица 25

Выбор сечения КЛ для сетей освещения

3.2.1 Электрический расчет силовой сети

Здание ремонтно-механической базы (бокса) оборудовано силовыми подъемниками (электроталями), также во вспомогательных помещениях имеются верстак и токарное оборудование. В качестве резервного отопления используются электронагреватели. Для проведения сварочных работ имеется сварочный трансформатор.

Таблица 26

Исходные данные для расчета силовой сети:

Примечание: Е — электронагреватели, М — асинхронные электродвигатели с к.з. ротором серии АИР, Т — сварочные трансформаторы.

В связи с тем, что электроприемники имеют большую разницу в мощности, возникает необходимость их питания по радиальным линиям, но, по возможности будем использовать магистрали. Все электроприемники запитываем от силового щитка.

Для удобства ведения расчетов составим принципиальную схему питания силовых электроприемников.

Рис 9. Принципиальная схема распределения силового оборудования.

Рассчитаем рабочие токи всех электроприемников. Для электронагревателей рабочий ток рассчитывается по выражению:

(81)

где Р — активная мощность электроприемника, Вт, определяем по исходным данным;

U — напряжение сети, В По выражению (81) определим рабочий ток электронагревателей № 4,8:

;

;

Рабочий ток для электродвигателей определяем по следующему выражению:

. (82)

Рассчитаем рабочий ток для двигателя № 1:

;

Остальные токи двигателей рассчитываем аналогичным методом и заносим в таблицу 27.

Рабочий ток для сварочного трансформатора определяется по следующему выражению:

. (83)

Рабочий ток для электроприемника № 5 будет равен:

;

Рассчитаем пиковые токи для всех электроприемников и пусковые для электродвигателей. Пусковой ток электродвигателя определяется по выражению:

I_ПУСК = Кi · I_P; (84)

где Кi — кратность пускового тока, принимаем равной 7.

Тогда пусковые токи электродвигателей будут равны:

I_ПУСК1 = 7 · 10,8= 75,6 А;

Рассчитаем пиковые токи электродвигателя. Для двигателей, питающихся по радиальной схеме пиковый ток равен пусковому, то есть:

I_ПИК1 = I_ПУСК1 = 75,6 А.

Рассчитаем пиковые токи электронагревателей. Для электронагревателей, пиковый ток равен рабочему току, то есть:

I_ПИК4 = I_р4 =38,03А.

I_ПИК8 = I_р8 =30,42 А.

Таблица 27

Расчет токов силового оборудования

3.2.2 Выбор аппаратов защиты

В качестве аппаратов защиты в щите силового оборудования на каждую группу электроприемников установлены автоматические трехполюсные выключатели с комбинированным расцепителем. На каждый электроприемник, питающийся по радиальной схеме устанавливается свой автомат.

Произведем выбор автоматических выключателей. Выбор производим по четырем условиям:

1.Соответствия номинального напряжения выключателя U_H.B номинальному напряжению сети U_C.

U_H.B? U_C (85)

2. Соответствия номинального тока выключателя I_H.B расчетному рабочему току электроприемника I_Р.

где k_H1— коэффициент надежности равный 1,2ч 1,4.

I_H.B? k_H1· I_Р (86)

3. Соответствия номинального тока расцепителя автомата I_H.Р. расчетному рабочему току электроприемника I_Р.

где k_H1— коэффициент надежности равный 1,2ч 1,4.

I_H.Р? k_H1· I_Р (87)

4. Соответствие тока срабатывания отсечки пиковому току электроприемников:

I_CO? k_H2 · I_ПИК, (88)

где k_H2 — коэффициент надежности, принимаем равным 1,4 для автоматов с комбинированным расцепителем на номинальные токи до 100 А, и равным 1,25 для автоматов с комбинированным расцепителем на номинальные токи выше 100 А;

I_CO — ток срабатывания отсечки, А, определяем из отношения I_CO/ I_НР, принимаемого по таблице (8.1).

Произведем выбор автоматического выключателя для первого электроприемника. Параметры автоматических выключателей принимаем по таблице 8.1.

По условию (85) принимаем U_C = 380 B, U_H.B = 660 B.

660 > 380

По условию (86) принимаем I_H.B=25 А, k_H1 = 1,2, I_P1 = 10,8 A

25 > 10,8

По условию (87) принимаем I_H.P = 16 A, I_P1 = 10,8 A, k_H1 = 1,2

16 > 12,96

По условию (88) принимаем I_CO/ I_НР = 10, I_НР = 16 А, тогда I_CO = 160А, k_H2 = 1,4; I_ПИК1 = 75,63А.

160 > 105,88

Принимаем для первого электроприемника автоматический выключатель ВА51−25, с номинальным током расцепителя I_нр= 16 А.

Выбор автоматических выключателей для остальных электроприемников производим аналогично, результаты заносим в таблицу 28

Таблица 28

Выбор автоматических выключателей

3.2.3 Выбор пусковой аппаратуры

Для сварочных трансформаторов в качестве пускозащитной аппаратуры применяются ящики с оборудованием марки ЯРП11−100. Ящик ЯРП состоит из рубильника и плавкого предохранителя. Выбор плавких предохранителей производим по следующим условиям:

I_ПР? I_P (89)

где I_ПР — ток патрона предохранителя, А, принимаем по таблице 8.3.

I_ПВ? k_З · I_P (90)

где I_ПВ — ток плавкой вставки предохранителя, принимаем по таблице [8.3];

k_З — коэффициент запаса, принимаем равным 1,2.

Произведем выбор плавкого предохранителя для сварочного трансформатора № 5:

По условию (5.2.1) принимаем I_P5 = 43,86 А, I_ПР = 63 А.

63? 43,86

По условию (5.2.2) принимаем I_P5= 43,86 А, k_З = 1,2; I_ПВ = 63 А.

63? 52,63

Для данного сварочного трансформатора принимаем плавкий предохранитель марки НПН2−60, с плавкой вставкой на I_ПВ=63 А.

Для электродвигателей и электронагревателей в качестве пусковой аппаратуры применяются магнитные пускатели. Принимаем магнитные пускатели марки ПМЛ нереверсивные с тепловым реле РТЛ. Параметры магнитных пускателей определяем по таблице (9.1), а параметры тепловых реле по таблице (9.2) Выбор магнитных пускателей производим по следующим условиям:

U_HП? U_C (91)

где U_HП — напряжение номинальное пускателя, В.

I_HП? I_P (92)

где I_HП — номинальный ток главной цепи, А, принимаем по таблице (9.1) .

I_HЭ? I_P (93)

где I_HЭ — номинальный ток нагрева элемента теплового реле, А.

1) Произведем выбор магнитного пускателя для первого электроприемника.

По условию (5.2.3) принимаем U_HП =660 В, U_C = 380 В

660? 380

По условию (5.2.4) принимаем I_P =10,8 А, I_HП =25 А

25? 10,8

Для первого электроприемника принимаем магнитный пускатель ПМЛ-2530 — реверсивный без теплового реле, с электрической и механической блокировками, со степенью защиты IP54 c кнопками «ПУСК», «СТОП» и сигнальной лампой.

Для остальных электроприемников производим аналогичный расчет, результаты заносим в таблицу 29

Таблица 29

Выбор пусковой аппаратуры

3.2.4 Выбор сечений проводов и кабелей

В качестве проводников на участках от щита силового оборудования до пусковой аппаратуры принимаем кабели ВВГ, на участках от пусковой аппаратуры до электрооборудования принимаем провода АПВ, а для трансформаторов и талей кабель марки КГ. Проводка на участках выполненных проводом прокладывается в трубах. Выбор труб для проводки производится по таблице 6.3.2. 21]

Выбор сечения производим по следующим условиям:

1. По длительно допустимому нагреву:

I_ДЛ.ДОП? I_Р, (94)

где I_ДЛ.ДОП — длительно допустимый ток, А, для кабелей принимаем по таблице 10.1.4, для проводов 10.1.2.

2. По соответствию сечения проводника току аппарата защиты сети:

I_ДЛ.ДОП? k_З · I_А.З, (95)

где k_З — коэффициент защиты, принимается равным 0,33 при использовании предохранителя для защиты от всех видов к.з., принимается равным 1 при использовании автомата с тепловым или комбинированным расцепмтелем;

I_А.З — ток аппарата защиты, А, при использовании автоматов принимается равным току расцепителя, при использовании предохранителя принимается равным току плавкой вставки.

3.По допустимым потерям напряжения. Расчет производится по выражению, принимая, что допустимые потери напряжения в силовой сети не должны превышать 4%. Примечание: При расчете сечений проводов для нагревателей значение номинального тока проводника умножаем на коэффициент равный 0,92.

На рисунке 2 представлена схема силовой сети. Все проводники разбиты на участки, для которых произведем расчет сечения.

1) Участки 1 — Н1 и 1-Н2:

По длительно допустимому нагреву: I_Р1 = 10.8 А, I_{ДЛ.ДОП (ПВ)} = 28 А. I_{ДЛ.ДОП (ВВГ)} = 25 А.

25? 10.8 (ВВГ) F=2.5 мм²

28?10.8 (ПВ) F=2.5 мм²

По соответствию сечения проводника току аппарата защиты сети: k_З = 1, I_{А.З =} 16 А, I_{ДЛ.ДОП (ВВГ)} = 28 А; I_{ДЛ.ДОП (ПВ)} = 25 А

28? 16 (АВВГ) F=2.5мм²

25?16 (АПВ) F=2.5 мм²

По допустимым потерям напряжения: Р = 5.5 кВт, L_1-н1=18м, L_1-н2=20м С = 77 для трехфазной сети и проводников с медными жилами.

Фактические потери напряжения составят:

что входит в приделы допустимого.

Для участка 1 — Н1 принимаем кабель ВВГ -1(4×5).

Для участка 1-Н2 принимаем провод КГ-1(3×4) без трубы.

Для остальных участков произведем расчет сечения аналогичным способом. Результаты заносим в таблицу 30

Таблица 30

Выбор сечения кабелей силового оборудования

3.2.5 Проектирование компенсации реактивной мощности

Под компенсацией реактивной мощности понимается установка местных источников реактивной мощности, благодаря которым повышается пропускная способность сетей и уменьшаются потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.

Определяем установленную мощность силового оборудования:

Р_у.с. = ?Р_н, (96)

где Р_н — номинальная мощность электроприемников, кВт.

Р_у.с=5,5+5,5+1,5+25,0+10,0+4,0+2,2+20,0+22,0=95,7 кВт.

Определяем установленную мощность щита освещения:

Р_у.щ.о=?Р_рi (97)

где Р_р1— сумма мощностей ламп первой групповой линии, кВт;

Р_р2— сумма мощностей ламп второй групповой линии, кВт;

Р_р3 — сумма мощностей ламп третьей групповой линии, кВт;

Р_у.щ.о=1,85+4+1,3+4+3,25+3,6=18 кВт Определяем установленную мощность аварийного щита освещения:

Р_у.щ.а.о= Р_р, (98)

Где Р_р— сумма мощностей ламп аварийной линии, кВт;

Р_у.щ.а.о=1,75 кВт Определяем установленную мощность:

Р_у= Р_{у.с +} Р_{у.щ.о +} Р_у.щ.а.о, (99)

где Р_у.с— установленная силовая мощность, Р_у.щ.о— установленная мощность щита освещения, Р_у.щ.а.о,— установленная мощность аварийного щита освещения:

Р_у=95,7+18+1,75=115,45 кВт.

Определяем реактивную мощность для каждого электроприемника по формуле:

(100)

где Q_нi — реактивная мощность электроприемника

Р_нi — номинальная мощность электроприемника

tgц_i — тангенс угла сдвига фаз между током и напряжением электроприемника (для щита освещения tgц=0,36; для щита аварийного освещения tgц=0,48).

Определяем реактивную мощность для каждого электроприемника и щита освещения.

Определяем реактивную мощность первого электроприемника:

Q_н1=5,5· 0,54=2,96 кВАр Для последующих электроприемников реактивную мощность определяем таким же способом. Результаты заносим в таблицу31

Таблица 31

Расчет реактивной мощности электроприемников

Определяем реактивную мощность силового оборудования:

Q_нс = ?Q_н, (101)

где Q_н— реактивная мощность электроприемников.

Q_нс = Q_н1+ Q_н2+ Q_н3+Q_н4+ Q_н5+ Q_н6+ Q_н9+ Q_н10 Q_н11+ +Q_н12,

Q_нс = 2,96+ 2,96+ 1,04+13,3+2,58+2,0+10,6=35,556 кВАр Определяем реактивную мощность:

Q_н= Q_нс+ Q_н.щ.о,+Q_{н. щао} (102)

где Q_нс— реактивная мощность силового оборудования, Q_н.щ.о— реактивная мощность щитка освещения; Q_{н. щао}.-реактивная мощность щита аварийного освещения.

Q_н=35,556+6,53+0,85=42,94 кВАр Определяем расчетную активную нагрузку потребителя Р_р, с учетом коэффициентов загрузки (для силового оборудования) и коэффициента спроса (для сетей освещения).

(103)

где — коэффициент загрузки для силового оборудования, =0,7 для двигателей и = 1 для сварочных трансформаторов и электронагревателей.

к_сщо — коэффициент спроса для щита освещения, к_сщо=0,95

к_сав — коэффициент спроса для аварийного освещения, к_сав=1

Определяем расчетную реактивную нагрузку потребителя Q_p с учетом коэф. загрузки (для силового оборудования) и коэф. спроса (для осветительных сетей)

(104)

Определяем естественный тангенс угла сдвига фаз между током и напряжением:

(105)

где Р_р — расчетная активная нагрузка потребителя

Q_p — расчетная реактивная нагрузка потребителя

следовательно cosц_e=0,97.

Исходя из этого принимаем решение, что установка компенсирующего устройства не требуется, следовательно, на этом расчет компенсации реактивной мощности заканчивается.

4. Организация эксплуатации электрохозяйства

В данном разделе произведем анализ численности и состава работников электротехнической службы гормолзавода.

Для этого сведем в таблицу 32 количество электрооборудования, его марку, в предлагаемом проектом варианте.

Таблица 32

Журнал учета электрооборудования

Нормативное число электромонтеров определяется по формуле:

(106)

где Q — число условных единиц электрооборудования в хозяйстве.

а — норма условных единиц электрооборудования на одного электромонтера, принимается равной 120 у.е.э./чел.

В штат электротехнической службы входят 4 человека: мастер по эксплуатации, мастер по ремонту, мастер лаборатории по испытаниям и главный энергетик.

Определим производительность электромонтеров:

(107)

где Q — общее число условных единиц электрооборудования; N — количество обслуживающего персонала. Фактическая производительность на одного электромонтера должна быть меньше нормативной:

Фактическая производительность получилась ниже нормативной.

Вычислим годовое потребление электроэнергии:

(108)

где Р_р=4769,2 кВтрасчетная нагрузка производственной зоны;

Т_м=5000 ч.

В соответствии с технико-экономическими расчетами, приведенные затраты на систему электроснабжения составляют З = 2014,63· 10³ тен/год.

Себестоимость передачи электроэнергии по внутренним сетям:

(109)

Экономичность эксплуатации составляет:

(110)

.

5. Охрана труда и окружающей среды

5.1 Мероприятия по электробезопасности объекта

Техническая эксплуатация действующих электроустановок подстанций осуществляется электротехническим персоналом в соответствии с ПТЭ и ПТБ. В связи с этим все лица допускаемые на самостоятельные работы должны проходить проверку знаний по ПТЭ и ПТБ.

В электроустановках напряжением выше 1000 В лица из числа дежурного или оперативно-ремонтного персонала, единолично обслуживающие электроустановки должны иметь 4 группу допуска, остальные — группу 3. В электроустановках до 1000 В лица из числа дежурного персонала или оперативно-ремонтного персонала, единолично обслуживающие электроустановки должны иметь группу не ниже третьей.

Работы в действующих электроустановках подразделяются в отношении принятых мер безопасности на четыре категории:

а) со снятием напряжения с токоведущих частей (c наведенным и без);

б) под напряжением на токоведущих частях с применением электрозащитных средств;

в) без снятия напряжения вдали от токоведущих частей г) без снятия напряжения на потенциале токоведущей части.

Безопасное проведение работ в действующих электроустановках обеспечивается организационными мероприятиями. В организационные мероприятия входят: выдача наряда (распоряжения), выдача разрешения на подготовку рабочего места и допуска бригады к работе, надзор при выполнении работ.

Главной задачей охраны труда является сохранение жизни и здоровья человека в его трудовой деятельности. Наука не стоит на месте, разрабатываются все новые и новые методы выполнения работ с помощью автоматизации производственных процессов. Вместе с тем, научный прогресс заставляет более углубленно заниматься вопросами охраны труда, поскольку материальные затраты на устранение последствий несчастных случаев в десятки раз превосходят стоимость внедрения мер по их предупреждению.

Для обеспечения безопасных условий работы обслуживающего персонала от поражения напряжением прикосновения и шаговым напряжением необходимо все части электрооборудования, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под таковым при повреждении изоляции, надежно заземлять.

Заземляющее устройство административного корпуса рассчитаем на напряжение 0,4 кВ. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4 Ом в любое время года. В качестве заземлителя принимаем круглую сталь диаметром 10 мм. Глубина заложения заземляющего устройства 0,7 м в два ряда по одной стороне здания. Вертикальные электроды примем длиной 3 м.

Расчет искусственного заземления административного корпуса выполним в следующем порядке:

Определяем количество вертикальных электродов и длину горизонтальной полосы;

— Определяем фактическое ;

— Размещаем заземляющее устройство на плане.

Определяем расчетное сопротивление одного электрода [16]:

(111)

где — удельное сопротивление грунта, Ом•м;

— коэффициент сезонности, =1,2.

Ом, На плане равномерно располагаем примерное количество вертикальных электродов с одной стороны здания в два ряда. Ориентировочно принимаем 26 пертикальных электродов. В таком случае длина ряда будет составлять 16 метров, расстояние между рядами 10. Электроды располагаем в двух метрах друг от друга.

Определяем уточненные значения сопротивлений вертикальных и горизонтальных электродов:

(112)

где — длина соединительного заземлителя (горизонтального), 48 м.

— диаметр стали, мм,

— глубина заложения, м.

Ом.

(113)

Ом.