(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проект электрокотельной ИГТУ
2
Содержание
1. Введение
1.1 Энергетика Иркутской области, перспективы развития
2. Общая часть
2.1 Короткая черта объекта и источников электронного снабжения
2.2 Описание технологической схемы объекта
3. Расчётная часть
3.1 Расчёт электронного освещения
3.1.1 Светотехнический расчёт
3.1.2 электронный расчёт освещения
3.2 Расчёт электронных нагрузок
3.3 Определение центра электронных нагрузок электрокотельной
3.4 Выбор электрооборудования электрокотельной и ГПП
3.4.1 Выбор возмещающего устройства на напряжения 0,4 кВ
3.4.2 Выбор возмещающего 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 сопоставления 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 полосы 220 кВ
3.8 Расчёт токов трёхфазного недлинного замыкания
3.9 Выбор аппаратов на напряжения выше 1000 В.
3.10 Выбор и проверка шин на тепловую и электродинамическую стойкость
3.10.1 Проверка высоковольтных кабелей на устойчивость к токам недлинного замыкания
3.11 Расчёт тока трёхфазного недлинного замыкания в сетях напряжением до 1000 В
3.12 Выбор электронных 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 Главные задачки 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. Сохранность жизнедеятельности
6.1 Черта и анализ производственных и небезопасных и вредных причин
6.2 Нормализация санитарно-гигиенических критерий труда
6.3 Сохранность производственных действий
6.3.1 Электробезопасность
6.4 Заземление электрокотельной
6.5 Пожарная сохранность
6.6 Молния защита электрокотельной.
7. Финансовая часть
7.1 Организация ремонтно-эксплуатационных работ
7.2 Расчёт годичный трудоёмкости обслуживания оборудования
7.3 Расчёт численности ремонтного — эксплуатационного персонала.
7.4 Определение цены потреблённой электроэнергии
8. Особая часть
8.1 Главные 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 высочайшего напряжения
8.6.3 Автоматическое повторное включение
8.6.4. Автоматическое включение резерва
8.6.5 Регулирование напряжения
8.7 Измерительные трансформаторы
9. Перечень литературы
1. ВВЕДЕНИЕ
1.1 ЭНЕРГЕТИКА ИРКУТСКОЙ области, ПРЕСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
Наша родина занимает 2-ое пространство в мире по производству электроэнергии, уступая только США
На данный момент в стране существует Единая энергетическая система, работу которой обеспечивает РАО «ЕЭС Рф» координируя деятельность самостоятельных акционерных обществ — энергоснабжающих организаций, производителей электронной и термический энергии.
Передача электроэнергии осуществляется на огромные расстояния осуществляется при помощи высоковольтных линий электропередачи (ЛЭП ). 1-ая ЛЭП начала действовать в 1956 году (соединила Куйбышев, сейчас Самару, с Москвой и предавала электроэнергию Волжской ГЭС .
Электроэнергетика является районообразующим фактором т.к. около больших ГЭС располагаются производства электрометаллургии, электрохимии.
Наибольшая толика производства электроэнергии РФ
Главной задачей является увеличение технического уровня русской электроэнергетики. Для этого следует обновить выбывающие мощности термических электростанций при помощи современных технологий, методом внедрения парогазовых установок для ТЭС, работающих на природном газе, и незапятнанных угольных технологий для ТЭС, сжигающих жесткое горючее.
Принципиальной индивидуальностью развития современной энергетики является стройку и внедрение атомных электростанций. Большущее преимущество использования ядерной энергии заключается в том, что при сжигании 1 кг урана выделяется столько же энергии сколько и при сжигании 25000 т. угля. Нужен только твердый контроль за работой АЭС . В истинное время в Рф действует 29 энергоблоков: Смоленская, Тверская, Курская, Новороженская, Ленинградская (самая мощная ? 4 млн.кВт), Кольская, Белоярская, Балаковская и Билибенская.
Важным направлением в развитии электроэнергетики является также внедрение гидроэнергетических ресурсов. Гидроэлектростанции (ГЭС ) владеют КПД наиболее 80%.
Соответствующая черта гидроэнергостроительства в нашей стране ? сооружение каскадов ГЭС . Наикрупнейшими в Рф являются Волжско?Камский и Ангарско?Енисейский каскады.
Волжско?Камский гидроузел содержит в себе 11 ГЭС общей мощностью 14 млн.кВт.
большенный экономический эффект дает внедрение гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). В часы минимума нагрузок они потребляют электроэнергию для закачки воды в хранилище, чтоб 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 базирована в 1954 году на базе ТЭЦ -2 в городке Иркутске и ТЭЦ -1 в городке 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 11400 км и с запада на восток на 1200 км.
В истинное время установленная мощность наиболее 12 млн. кВт, это 5% от выработки страны. Нужный отпуск электроэнергии составляет 48181 млн. кВт•ч. энергосистема состоит из 13-ти ТЭЦ и 3-х ГЭС .
Иркутская ТЭЦ -1 находится на местности АНХК. Строилась в 1947 — 1969 годах. Термическая энергия: 1585 Гкал/год, электронная: 245 МВт. Работает на Черемховском угле, отходы употребляются на ЖБИ и ЦГК.
Иркутская ТЭЦ-9 строилась с 1958 года. Установленная электронная мощность 510 МВт, отпуск термический энергии 6246 Гкал. Употребляет уголь Азейского месторождения, воду из реки Ангары. В данное время проводит 2-ой шаг расширения.
Иркутская ТЭЦ-10 строилась в 1957 — 1965 годах. Установленная электронная мощность 1110 МВт, термическая 446 Гкал/год. Употребляет уголь Азейского и Черемховского месторождений.
Усть?Илимская ГЭС была построена в 1966?1980 годах. Удельная мощность составляет 43200 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 размещена в городке Иркутске, стройку выполнялось в 1950?1958 годах. Установлено 8 агрегатов. 1-ая в Ангарском каскаде имеет распределительное устройство 110 ? 220 кВ. питает металлическую дорогу и остальные объекты Иркутской области.
Наиблежайшими задачками Иркутскэнерго является последующие:
Увеличение пропуска электроэнергии от Братской ГЭС в Иркутско-Черемховский промышленный район, также в Китай; Модернизация и реконструкция ТЭЦ почти всем из которых наиболее 20 лет; стройку «Тельмомаканская ГЭС «; стройку ГРЭС на Тулунских углях для обеспечения мощностью при пиковых отягощениях;добиваться промышленного освоения нефтегазового Ковыктинского месторождения, введение газа в топливный баланс; электросетевое хозяйство нуждается в реконструкции старенькых и строительстве новейших линий электропередачи и подстанций.
2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА
2.1 КРАТКАЯХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА И ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Электрокотельная заходит в состав системы технического водоснабжения ТЭЦ-11, она создана для получения жаркой воды, за счёт тепла, выделяемого электронным током при прохождении его конкретно через воду, а применяется для отопления и жаркого водоснабжения жилых и производственных помещений, как закрытых, так и открытых отопительных систем, посёлка Белореченск и стоящие промышленные компании .
Согласно ПУЭ Электрокотельная является пользователем первой группы. На электрокотельной имеется два силовых трансформатора мощностью 40 МВт, питание этих трансформаторов осуществляется с ОРУ-220 кВ ТЭЦ-11,по воздушной полосы 220 кВ, от различных источников питания находящихся на ТЭЦ-11.
2.2 ОПИСАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ОБЪЕКТА
Главным оборудованием электрокотельной является котёл электродный, водогрейный
типа КЭВ-10000/6-3Ц количеством 6 штук.
Рном = 10000 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 о/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 о/мин; Uном = 6 кВ
Вспомогательное оборудование.
конденсатный насос кол-во 2 шт. Рном = 5,5 кВт; n = 2850 о/мин; Uном = 0,4 кВ
насос аккамуляторных баков кол-во 2 шт. Рном =11 кВт; n = 1450 о/мин; Uном = 0,4 кВ
дренажный насос кол-во 2 шт. Рном =7,45 кВт; n = 2900 о/мин; Uном = 0,4 кВ
насос остывания подшипников кол-во 2 шт. Рном =11 кВт; n = 1450 о/мин; Uном = 0,4 кВ
3. РАСЧЁТНАЯ часть
3.1 РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОСВЕЩЕНИЯ
Рациональное электронное освещение содействует увеличению производительности труда, сохраняет зрение. При проектировании электронного освещения следует подразумевать и экономию электроэнергии. Рациональное искусственное освещение обязано обеспечивать достаточную, равномерную, без теней освещённость рабочей поверхности, отсутствие слепящего деяния источников света и всепостоянство освещённости во времени.
Величина нужной освещённости зависит от степени точности работы, от размеров обрабатываемых деталей, от светлоты фона и контраста меж деталью и фоном.
способ коэффициента использования применяется для расчёта общего освещения при симметричном расположении осветительных приборов. Согласно этому способу поначалу делается расчёт светового потока одной лампы, по требуемой освещённости, которая берётся из справочных данных, и по характеристикам помещения. Потом по приобретенному световому сгустку выбирается или мощность лампы, или корректируется их число.
Расчёт по данному способу проведём для выбора характеристик освещения в электрокотельном отделении. Потому что высота помещения отделения насосов достаточно большая (7 метров) и температура снутри помещения постоянна, то для общего освещения воспользуемся светильниками с лампами типа ДРЛ
Избираем тип осветительного прибора — РСП08 Его данные из [1] Табл.2.8 стр. 36
Данный вид осветительных приборов рекомендуется для выполнения общего освещения снутри, также снаружи помещений в сухой и увлажненной 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=11000 Лм[2] стр 28 табл. 2-15
Определим расчётную высоту подвеса, если:
hh=6.6 м высота осветительных приборов над полом
hc=0.4 м высота свеса осветительных приборов
hр=0.8 м высота рабочей поверхности
H=7 мобщая высота строения
Тогда расчётная высота
будет равна по формулеРис 2.Высота подвеса осветительных приборов.
Потому что высота осветительных приборов над полом превосходит 5 метров, то сервис осветительных приборов будет выполняться со специально оборудованной площадки на кран-балке.
По приведённым в справочнике ([2] стр. 123 табл. 4-16 (для косинусной кривой)) хорошим соотношениям расстояния меж светильниками и высотой их подвеса определим среднее расстояние меж светильниками при отысканной высоте подвеса.
сейчас, зная расстояние меж светильниками, определим число рядов и число осветительных приборов в рядах.
A=17 м — ширина электрокотельного отделения.
В=62 м — длина электрокотельного отделения.
количество рядов ряда либо приближённо n1=2 ряда
количество осветительных приборов в ряду либо приближённо n2=7 штуки
Тогда общее количество осветительных приборов штук
Определим световой поток лампы по выражению
В данной формуле:
E=100 лк — освещённость для машинного зала с неизменным дежурным персоналом и с трубопроводами снутри помещения.
м2 — площадь зала
Z=1.15 — коэффициент малой освещённости
KЗ=1.5 — коэффициент припаса
Для определения коэффициента использования найдём индекс помещения
По справочным данным найдём коэффициент светового потока, который меняется зависимо от расцветки стенок и потолка, индекса помещения и типа осветительного прибора.[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=17087.88 лм
Потому что, приобретенный световой поток даст лишь лампа большей мощности, то нам нужно или прирастить мощность лампы, а тем световой поток, создаваемый одной лампой; или прирастить число осветительных приборов. Избираем 2-ой вариант, потому что повышение числа осветительных приборов даёт наиболее равномерный световой поток и наименьший показатель ослеплённости.
Другими словами Рл=250 ВтФл=11000 лм
Пересчитаем сейчас количество осветительных приборов исходя из светового потока одной лампы:
штук
Принимаем, что N=22 штук
Осветительные приборы умеренно распределяем по освещаемой поверхности:
N1=2 ряда
м L1=8.5 м — расстояние меж рядами
штук N2=11 штук осветительных приборов в ряду
м L2=5.6 м
Расстояние от стенки до первого ряда м
Расстояние до первого осветительного прибора в рядах м
Таковым образом, окончательное количество осветительных приборов определим:
штук
Произведём сейчас расчёт установленной мощности:
кВт
Потому что употребляются осветительные приборы с лампами типа ДРЛ, то не считая мощности ламп нужно учесть утраты мощности в пускорегулирующей аппаратуре (дросселе). Это достигается введением коэффициента 1.3
кВт
3.1.1 СВЕТОТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ
Для проверки корректности выбора осветительных приборов, ламп и места их установки в помещении воспользуемся точечным способом. Для этого расположим осветительные приборы на плане по рассчитанным выше данным.
Рис 3. План расположения осветительных приборов.
Точка А.
По плану расположения осветительных приборов определим расстояние до расчётной точки. dа=5 м h=5.8 м. По кривым пространственных изолюкс для осветительных приборов типа РСП08, зная обозначенное выше расстояние и высоту подвеса, определим условную освещённость: Ea.1=3 лк [2] стр 191 рис 6-29
Потому что точку А освещают четыре осветительного прибора, находящихся на схожем от неё расстоянии, то лк
м=1.3 как для осветительного прибора с в большей степени прямым светом
лк
Как видно из расчёта освещённость в точке А применима
Данные расчёта освещённости в остальных точках производим аналогично, результаты занесём в таблицу.
Таблица 3.1. Расчет освещённости в контрольных точках
Контрольная точка
Расчетная высота
h, м.
Расстояние от точки до осветительного прибора, м.
Освещён-ность, е, усл. ед.
количество осветительных приборов
, лк
А
5.8
d1=5
3
4
171.6
А=171.6
В
5.8
d1=4.25
5
2
143
5.8
d2=7
1
4
57,2
В=200.2
С
5.8
d8=5,1
2.9
2
82,94
С=80,8
Из трёх проверяемых точек наихудшие характеристики освещённости в точке С. Проверим её на допустимость отличия от нормы. E=100 лк — нормируемая освещённость для машинного зала с неизменным дежурным персоналом и с трубопроводами снутри помещения.
Отклонение освещенности в точке С:
Сравним
Вывод: освещенность в т. С занижена на 17,06%, что является допустимым.
Определение коэффициента неравномерности освещенности. Коэффициент неравномерности определяется по более и менее освещённым точкам проверяемого помещения:
доп=0,3
Вывод: освещение помещения соответствует требованиям [2], потому что доп
Расчёт электроосвещения способом удельных мощностей.
способ удельной мощности применяется для расчёта общего равномерного освещения. Отношение суммарной мощности ламп, установленных в помещении, к площади помещения даёт удельную мощность освещения:
Заблаговременно вычисленные значения удельной мощности можно применять для определения надобной мощности ламп без подробного светотехничечского расчёта:
Вт Тогда мощность одной лампы: , где
n — число ламп
k — коэффициент припаса
Данным способом произведём расчёт освещения в других помещениях
Данные для расчета, а именно нормы освещённости в помещениях берём из [3].
Для наглядности произнесенного произведём
Определим освещённость в вент. камере из справочных данных при установке осветительных приборов с лампами накаливания: лк
Выберем тип осветительного прибора 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 осветительных приборов:
штук.
Совсем избираемосветительного прибора.
Установленная мощность:
кВт
Число осветительных приборов и суммарную установленную мощность в других помещениях находим аналогично и данные расчёта заносим в итоговую таблицу.
Таблица3.2 Число осветительных приборов и установленная мощность в электрокотельной.
Электро-
котельное
отделение
Мастерская
Пульт
управления
Коридор
Склад
КТП
РУ-6кВ
РУ-0.4кВ
Тип
осветительного прибора
РПС 08
НСП 11
У 200
ЛБ-40,65
ЛБ-40,65
НСП 11
У 200
НСП 11
У 200
ЛБ-40,65
ЛБ-40,65
количество
осветительных приборов
22
4
8
5
4
18
24
18
Установленная
Мощность, кВт
7.15
0.8
0.32
0.2
0.8
3.6
0.96
0.72
Потому что полная мощность S ламп накаливания приравнивается их активной мощности P, то определим суммарную мощность ламп накаливания:
кВ·А
Определим сейчас мощности ламп ДРЛ и люмининсцентных ламп.
кВ·А кВ·А
Тогда полная мощность на освещение будет:
кВ·А
Либо с учётом коэффициента спроса на освещение в среднем равного 0.95
кВ·А
Потому что для аварийного освещения рекомендовано внедрение ламп накаливания ( [2] стр. 84), то установим доп осветительные приборы аварийного освещения в помещении электрокотельного отделения, а в других аварийное освещение будут обеспечивать осветительные приборы из числа рабочих, чтоб в случае отказа рабочего освещения обеспечивалась освещённость 5% от нормированной составим таблицу, в какой приведём тип и количество осветительных приборов аварийного освещения:
Таблица 3.3. Тип и количество осветительных приборов аварийного освещения.
Помещение
Тип све-тильников
Число осветительных приборов
Уст-ая мощ-ность, кВт
ток в группе, А
1
2
3
4
5
Электро-
котельное
отделение
НСП11У200
11
2.2
10
Мастерская
НСП11У200
2
0.4
1.8
Пульт
управления
НСП11У200
4
0.8
3.6
Коридор
НСП11У200
3
0.6
2.7
Склад
НСП11У200
2
0.4
1.8
КТП
НСП11У200
6
1.2
5.5
РУ-6кВ
НСП11У200
10
2
9.1
РУ-0.4кВ
НСП11У200
8
1.6
7.3
Полная мощность аварийного освещения:
кВт
3.1.2 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ОСВЕЩЕНИЯ
Согласно [10] напряжение для осветительной установки в помещениях без завышенной угрозы и электронных помещениях вне зависимости от высоты установки и конструкции осветительных приборов избираем 380/220В, с заземленной нейтралью, с питанием сети освещения от общих с силовой перегрузкой трансформаторов КТП 6/0,4кВ.
Для расчёта сети электроосвещения произведём разбивку по группам имеющихся осветительных приборов, стремясь чтоб осветительные приборы одной группы находились в одном помещении, для удобства обслуживания, и, чтоб токи в группах были приблизительно схожи.
Таблица 3.4. Группы осветительных приборов рабочего освещения.
N группы
Помещение
Тип све-тильников
Установленная
мощность, кВт
ток в группе, А
1
Эл.кот.отд.
РПС 08
3.375
15.3
2
Эл.кот.отд.
РПС 08
3.375
15.3
3
Эл.кот.отд.
РПС 08
3.375
15.3
4
Эл.кот.отд.
РПС 08
3.375
15.3
5
Мастерская
НСП11У200
0.8
3.6
6
Пульт управления
ЛБ-40,65
0.32
1.5
7
Коридор
ЛБ-40,65
0.2
0.9
8
Склад
НСП11У200
0.8
3.6
9
КТП
НСП11У200
3.6
16.4
10
РУ-6кВ
ЛБ-40,65
0.96
4.4
11
РУ-0.4кВ
ЛБ-40,65
0.72
3.3
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 перегрузки на щитке освещения определим по выражению:
А
Произведём выбор и проверку проводов осветительной сети.
Потому что среда электрокотельной не взрывоопасная, то избираем для использования провода и кабеля, марки АВВГ (А — дюралевые жилы, В — полихлорвиниловая изоляция, В — полихлорвиниловая оболочка, Г — отсутствие защитных покровов поверх брони либо оболочки). Согласно требованиям неопасной эксплуатации электрооборудования корпуса осветительных приборов и другого оборудования присоединенного к глухо-заземленной сети напряжением 380/220В должны быть заземлены, потому для питания осветительных приборов будем применять трёхпроводный кабель. метод прокладки проводов до осветительных приборов:
В электрокотельном отделении на несущем тросе.
В других помещениях по стенкам на скобах.
По продолжительно допустимому току избираем 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 более удаленных осветительных приборов в группах. Согласно требованиям ПУЭ утрата напряжения в осветительных сетях не обязана превосходить значения 2.5 % в месте присоединения самого отдалённого осветительного прибора.
Определим утрату напряжения на участке до щита освещения:
где S — сечение проводника на участке, С — коэффициент, учитывающий напряжение, систему питания и материал проводов. Из таблицы в [2] для 4 проводной сети с дюралевым проводом C=46 Сечение жилы кабеля S=16 мм2. Определим момент — расстояние от ЩСУ до щита освещения по плану расположения оборудования равно 20 5 метров. Тогда момент кВт·м и падение напряжения % означает на участке от щита освещения до крайнего осветительного прибора в группе падение напряжения не обязано превосходить 2.5-0.68=1.82 %
За ранее для прокладки принимаем провод марки АВВГ трехпроводный. Сечение проводов сети определим по формуле:
, где
М — момент перегрузки, кВт/ч.
С — коэффициент, учитывающий напряжение, систему питания и материал проводов. Из таблицы в [2] для двухпроводной сети с заземляющим проводом с дюралевым проводом С=7,7
— допустимая утрата напряжения. Определяем наибольший момент перегрузки. Таковым моментом будет владеть 1-ая, 2-ая, 3-я и четвёртые группы, из-за большенный мощности и протяжённости по сопоставлению с иными. , где м — расстояние от щита освещения до первого осветительного прибора в группе, м — расстояние меж первым и крайним 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 [1] стр 45 табл 36 избираем щиток освещения на 12 групп. Приведём его свойства:
На вводе автомат ВА 51-31 А А А
На отходящих линиях устанавливаем однополюсные автоматические выключатели ВА 16-26 на разные 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 обустроены термическим расцепителем с уставкой 1.1 и электромагнитным расцепителем, срабатывающим при токе 10
Аварийное освещение ЩОА-1.
Аварийное освещение обеспечивает в случае погасания осветительных приборов рабочего освещения минимальную освещённость, нужную для временного продления деятель персонала и обеспечения сохранности выхода людей из помещения.
Щиток освещения избираем аналогичным рабочему щиту — ОЩВ 12 — УХЛ 4. Номинальные токи в аква и линейных автоматов избираем наименьшими, соответственно номинальным токам в группах. Потому что мощность аварийного освещения составляет только 5-10 % от рабочего, то как для питания самого щитка, так и для питания осветительных приборов можно брать кабель и провода наименьшего 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 употребляются дальше для определения перегрузки на 0.4 кВ.
3.2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОКпромышленных компаний является способ коэффициента максимума, рекомендованный в «Руководящих указаниях по определению электронных нагрузок промышленных компаний». способ применим в тех вариантах, когда известны номинальные данные всех ЭП компании и их размещение на плане цехов и на местности компании. способ дозволяет по номинальной мощности ЭП с учетом их числа и черт найти расчетную нагрузку хоть какого узла схемы электроснабжения.
Таблица 3.5.Электрооборудование электрокотельной
Наименование узлов питания и групп электроприемников
Количество Электроприемников
К исп.
cos F
tg F
Р ном , кВт
РУ -0,4 кВ
ЩСУ-1
Насос аккамуляторных баков
1
0,65
0,8
0,75
11
Конденсатный насос
1
0,65
0,8
0,75
5,5
Насос остывания подшипников
1
0,65
0,8
0,75
11
Дренажный насос
1
0,65
0,8
0,75
7,45
Кран-балка
Двигаталь хода балки
1
0,1
0,5
1,73
18
Двигаталь хода телеги
1
0,1
0,5
1,73
5,5
Двигаталь подъема / спуска
1
0,1
0,5
1,73
30
Рабочее освещение
1
0,85
0,95
0,7
14,55
ЩСУ-2
Насос аккамуляторных баков
1
0,65
0,8
0,75
11
Конденсатный насос
1
0,65
0,8
0,75
5,5
Насос остывания подшипников
1
0,65
0,8
0,75
11
Дренажный насос
1
0,65
0,8
0,75
7,45
Аварийное освещение
1
0,85
0,95
0,7
6,6
РУ-10 кВ
Сетевой насос 1 ступени
2
0,9
0,89
0,51
315
Сетевой насос 2 ступени
2
0,9
0,89
0,51
200
Электрокотёл
6
0,8
0,95
0,33
10000
Расчет перегрузки группы электроприёмников присоединённых к ЩСУ-1:
Определяем средние перегрузки за более 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;
n —количество 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 остывания 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 — опора:
движок хода кран — балки (ПВ = 40%)
РСМа=РНа • • КИ n = 18 • • 0,11 = 1,134 кВт
движок хода телеги (ПВ = 40%)
РСМб=РНб • • КИn = 5,5 • • 0,11 =0,347 кВт
движок 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 перегрузки:
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 последующим образом:
Отношение мощностей в группе:
Определение действенного числа электроприемников:
При m<3 принимается действительное число электроприемников, m>3 и Ки>0,2 действенное число электроприемников определяется по ниже последующей формуле:
n=
Км — табличная величина, принимаемая зависимо от значения Ки и действенного числа электроприемников nэ.
В данном случае Ки=0,4 и nэ=7; Км=1,58 [8]
Расчетная наибольшая перегрузка
Рм =Км • Рсм=1,58 38,96=61,56 кВт
При nЭ>10 наибольшая реактивная перегрузка принимается равной среднесменное перегрузке, а при nЭ<10 на 10% выше среднесменной.
Qм=1,1 • Qсм = 1,1 • 32,33 = 35,56кВар
Определение полной мощности ЩСУ-1:
Определение наибольшего расчетного тока ЩСУ-1:
Перегрузка 6 кВ:
Асинхронные движки.
I. Сетевой насос 1 ступени
Pсм=Pм=PнnКи=31520,9=567 кВт.
Qсм=Qм=Pсмtg =5670,51=289,2 кВар.
II. Сетевой насос 2 ступени
Pсм=Pм=PнnКи=20020,9=360 кВт.
Qсм=Qм=Pсмtg =3600,51=183,6 кВар.
III. Электрокотёл
Pсм=Pм=PнnКи=1000060,8=48000 кВт.
Qсм=Qм=Pсмtg =480000,33=15840 кВар.
Расчет нагрузок на ЩСУ-2 аналогичен. Результаты расчета заносим в таблице нагрузок 6
№
n
Наименование
электроприёмников
количество
Эл.приём
ников
Уст.мощ-ть приведённая
К 100 %
КИСП
cosf
tgF
m
nэ
Средняя перегрузка за более загруженную смену
Км
Наибольшая
мощность
Imax
1-го
общая
Рсм,кВт
Qсм,кВар
Рmax
Qmax
Smax
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
РУ — 0,4
ЩСУ — 1
1
Н.А.Б.
1
11
11
0,65
0,8
0.75
7.15
5.36
2
К.Н.
1
5,5
5,5
0,65
0,8
0.75
3.6
2.7
3
Н.О.П.
1
11
11
0,65
0,8
0.75
7.15
5.36
4
Д.Н.
1
7,45
7,45
0,65
0,8
0.75
4.84
3.63
5
Кран-балка
3.821
6.6
5.а
Двигаталь хода балки
1
11,34
38,21
0,1
0,5
1.73
1.134
5.б
Двигаталь хода телеги
1
3,47
0,1
0,5
1.73
0.3465
5.в
Двигаталь подъема / спуска
1
23,4
0,1
0,5
1.73
2.34
6
Рабочее освещение
1
14,55
14,55
0,85
0,95
0.7
12.4
8.68
Всего по ЩСУ — 1
8
3,47-23,4
87,71
m>3
8
38.96
32.33
1.52
59.22
35.56
69.1
104.7
ЩСУ — 2
1
Н.А.Б.
1
11
11
0,65
0,8
0.75
7.15
5.36
2
К.Н.
1
5,5
5,5
0,65
0,8
0.75
3.6
2.7
3
Н.О.П.
1
11
11
0,65
0,8
0.75
7.15
5.36
4
Д.Н.
1
7,45
7,45
0,65
0,8
0.75
4.84
3.63
5
Аварийное освещение
1
6,6
6,6
0,85
0,95
0.7
5.61
3.93
Всего по ЩСУ — 2
5
5,5-11
41,55
m>3
4
28.35
20.98
1.29
36.57
23.1
43.3
65.6
Общ. перегрузка 0,4 кВ.
13
3,47-23,4
129,26
67.31
53.31
РУ — 6 кВ.
1
С.Н.- 1 ступени
2
315
630
0,9
0,89
0.51
567
289.2
567
289.2
2
С.Н.- 2 ступени
2
200
400
0,9
0,89
0.51
360
183.6
360
183.6
3
Электрокотёл
6
10000
60000
0,8
0,95
0.33
48000
15840
48000
15840
Общ. перегрузка 6 кВ.
10
200-10000
61030
48927
16312.8
48927
16312.8
Общая перегрузка
23
3,47-10000
61159,26
48994.31
16366.11
48963.57
16335.9
51616.79
таблица 3.6.
274
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 избранном масштабе равна расчётной перегрузки электрокотельной. Площадь круга в определённом масштабе равна расчётной перегрузке 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. Перегрузки электрокотельной.
Наименование
Перегрузка, кВт
6 кВ
0,4 кВ
Электрокотельная
48963,57
95,79
По приведённой выше формуле рассчитаем радиус окружности. Так же определим угол сектора перегрузки 0.4 кВ для электрокотельной.
Определение центра электронных нагрузок
Подстанция ГПП, является одним из главных звеньев системы электроснабжения. Потому среднее размещение подстанций на местности электрокотельной важный вопросец при построении оптимальных систем электроснабжения. Наивыгоднейшей точкой размещения источника питания (ГПП) является точка центра электронных нагрузок (ЦЭН).
Размещение источника либо распределительного пт питания как можно поближе к ЦЭН преследует последующие цели:
1.минимизацию суммарной длины внутригрупповой сети;
2.обеспечение по способности наиболее близких друг к другу уровней напряжения у потребителей;
3.минимизацию утрат электроэнергии либо суммарных приведённых годичных издержек.
Расчёт ЦЭН будем создавать по перегрузке электрокотельной Приведём данные перегрузки и координаты в таблицу. Для определения координат перегрузки произвольным образом начертим координатные прямые на генеральном плане электрокотельной.
Таблица 9. Таблица мощности и координат перегрузки для определения ЦЭН.
Заглавие электроприёмника
Мощность, кВт
Координаты
X
Y
48963,57
190
80
Координаты ЦЭН определим по формулам:
Рассчитанная точка вышла в центре помещения электрокотельной. Переносим месторасположение ГПП в точку комфортную по технологическим суждениям. Экономически наиболее прибыльно смещать п/ст в сторону питающей полосы. Укажем на генеральном плане положение понижающей подстанции.
3.4 ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ И ГПП
3.4.1 ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩЕГО УСТРОЙСТВА НА НАПРЯЖЕНИЕ 0.4 КВ
Для уменьшения утрат в электронных сетях нужно достигнуть минимума употребления реактивной мощности, потому что при передачи реактивной энергии нужной для сотворения эл/магнитных полей трансформаторов, движков происходит повышение полной мощности, передаваемой к пользователю. Для компенсации реактивной мощности на практике используют батареи конденсаторов либо особые компенсирующие устройства. Потому что проектируемая КТП находится в одном здании с РУ 6 кВ и питание трансформаторов осуществляется с неё, то как следует расстояние на которое нужно передавать мощность идущую на приёмники 0.4 кВ невелико, потому будут малы и утраты мощности обусловленные передачей лишней реактивной энергии. В связи с перечисленными факторами можно отрешиться 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 перегрузки ) держать равным 0.31
Определим лучшую мощность, которая передаётся из сети в часы максимума употребления активной мощности:
кВар
Реактивную мощность, которую нужно скомпенсировать на одной секции шин 6 кВ, определим как:
кВар
В качестве возмещающего устройства избираем комплектные конденсаторные установки по одной на каждую секцию КУ6-II с БРВ-1 с QКУ6=500 кВар
Определим сейчас действительное
значение тангенса соответствует данного 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 обычной работы при выключении 1-го из их. Для выбора мощности цеховой ТП нужно знать среднюю расчетную мощность за очень загруженную смену (таблица 3).
Рсм = 67,31 кВт;Qсм = 53,31 квар
В связи с доминированием потребителей I группы принимаем коэффициент загрузки равным 0,65. К установке принимаем трансформаторы с номинальной мощностью SНТ=100кВА.
Определим мало нужное число цеховых трансформаторов:
NMIN = PCM/(КЗ • SНТ) + N = 67,31/(0,6•100) + 0,76 =1,1?2
Наилучшее число трансформаторов:
NОП = NMIN + m = 2 +0 = 2
где m = 0 определено
Большая реактивная мощность, которую целенаправлено 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 обычном режиме нужное
В аварийном режиме нужное
Коэффициент загрузки как в обычном, так и в аварийном режиме соответствует норме.
Избираем трансформаторы типа: ТМ-100/6/0,4 [3]
Таблица 3.8. Технические характеристики трансформаторов.
Тип трансформатора
S, кА
Номинальное напряжение,кВ
Утраты, кВт
Iхх,%
Uкз,%
ВН
НН
Рхх,
Ркз
ТМ
100
6
0,4
0,33
1,97
2,6
4,5
Таблица 3.9. КТП.
Вид КТП
Sном кВА
Uн, кВ
Тип силового трансфор
матора
Тип коммутационных аппаратов на 6 кВ
Тип коммутационных аппаратов на 0,4 кВ
На вводе с секционированием
На линиях
КТП-100
100
6/0,4
ТМ
ПКТ — 6
Р — 30
А — 3700
.2 Расчет и выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
Для выбора мощности подстанции нужно знать среднюю передаваемую мощность (данные взяты с электрокотельной).
Рсм =48994,31 кВт;Qсм = 16366,11 квар
Полная среднесменная мощность:
Утраты в трансформаторе приближенно определяются по формулам:
ДРТ = 0,025 • SСМ = 0,025 • 51655,51 = 1291,39 кВт;
ДQТ = 0,105 • SСМ = 0,105 •51655,51 = 5423,83 квар.
Полная среднесменная мощность с учетом утрат:
Расчетная мощность трансформатора двухтрансформаторной подстанции:
Избираем два варианта с трансформаторами разной мощности:
1. Трансформаторы типа ТДТН-40000/220/6,6
Проверка трансформатора на загрузку:
В обычном режиме нужное Коэффициент загрузки, как в обычном, так и в аварийном режиме не превосходит норму.
2. Трансформаторы типа ТДТН- 25000/220/6,6
Проверка трансформатора на загрузку:
В обычном режиме нужное
В аварийном режиме нужное
Коэффициент загрузки как в обычном, так и в аварийном режиме превосходит допустимые значения.
К установке принимаем трансформаторы типа: ТДТН —40000/220/6,6[5]
Таблица 3.10. Технические характеристики трансформаторов.
Тип трансформатора
S, кВА
Номинальное напряжение,кВ
Утраты, кВт
Iхх,%
Uкз,%
ВН
НН
Рхх
Ркз
ТДТН
40000
230
6,6
54
220
0,55
22
3.5.3 ВЫБОР ТИПА РУ-6 КВ
Для питания и управления высоковольтными движками нужна 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) используются обычно при напряжениях до 20кВ. Обычными для промышленных компаний являются закрытые РУ вторичного напряжения ГПП, первичного напряжения цеховых подстанций, генераторного напряжения собственных электростанций.
Применение закрытых РУ может оказаться неминуемым время от времени и при наиболее больших напряжениях (в случае томных критерий окружающей среды, при малой отводимой для РУ площади и т. п.).
Распределительные устройства до 20 кВ состоят, как правило, из комплектных ячеек промышленного производства и именуются комплектными распределительными устройствами (КРУ). Есть два типа ячеек КРУ: ячейки, снутри которых все аппараты установлены стационарно (КСО), и ячейки, в каких выключатель ВН установлен на выкатываемой телеге.
На рис. 5 приведена одна из вероятных конструкций ячейки КРУ на 1О кВ со стационарно установленной аппаратурой. Ячейка разбита на три отсека: открытый сверху отсек сборных шин и шинного разъединителя; отсек выключателя ВН; отсек линейного разъединителя и присоединения кабеля.
Отсеки разделены друг от друга сплошными металлическими листовыми перегородками, что дозволяет, к примеру, произвести неопасный осмотр выключателя при отключенных шинном и линейном разъединителях.
Приводы выключателя и разъединителей установлены на фронтальной панели ячейки и меж собой механически сблокированы (операции с разъединителями вероятны лишь при отключенном выключателе). На фронтальной панели установлены также измерительные приборы и реле. Открытое размещение приводов и устройств может считаться недочетом таковой ячейки, потому что сиим усугубляется общий обзор и наружный вид РУ; потому, в неких остальных типах ячеек приводы и вторичные приборы расположены в особом отсеке, находящемся обычно в левой части ячейки. На дверцы этого отсека вынесены лишь сигнальные устройство
Дверцы либо снимаемые фронтальные панели ячейки изготовляются из листовой стали. У неких типов ячеек дверцы снабжены смотровыми стеклами, облегчающими осмотр выключателей и остальных аппаратов.
В ячейках быть может предвидено также внутреннее местное освещение. В ячейках, предусмотренных для размещения выключателей ВН, могут устанавливаться и остальные аппараты (выключатели перегрузки, плавкие предохранители, трансформаторы напряжения и т.п.). Но при использовании наименьших аппаратов размеры ячеек могут быть значительно сокращены. Так, при использовании плавких предохранителей со особыми компактными выключателями перегрузки могут быть сделаны 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 наименьшего размера, чем изображенная на рис. 5 типовая ячейка.
На рис.6 показана комплектная ячейка выкатного выполнения. Выключатель ВН совместно с приводом установлен на выкатной телеге и соединяется со стационарной частью первичной аппаратуры ячейки с помощью штепсельных разъемов ВН. Ячейка состоит из отсека сборных шин, отсека выкатной телеги, отсека трансформатора тока и отходящей кабельной полосы, отсека вторичных устройств.
Размер ячейки выкатного типа благодаря наиболее малогабаритному размещению аппаратов в 1,5—2 раза меньше, чем у аналогичной ячейки со стационарной аппаратурой. Выкатная телега дозволяет произвести удачный и неопасный осмотр и наладку выключателя, также по мере необходимости легкую и резвую подмену телеги с выключателем. Во избежание некорректных операций предусмотрена механическая блокировка, позволяющая передвигать телегу лишь при отключенном выключателе. Отверстия для штепсельных разъемов при выкатывании телеги механически запираются металлическими шторами, чем запирается доступ к находящимся под напряжением частям ячейки.
Наладка привода выключателя, также релейной защиты и автоматики ячейки вероятна при выдвижении телеги на расстояние, при котором накрепко разъединяется первичная цепь (при выдвижении в наладочное положение). Телега и приборный отсек ячейки соединены обычно гибким кабелем, длина которого допускает маленькое перемещение телеги; при полном выкатывании телеги кабель отсоединяется с помощью штепсельного разъема.
Выбор комплектных ячеек делается по этим же аспектам, что и выбор выключателей и иной коммутационной аппаратуры, также по требуемым схемам первичных и вторичных соединений. Применение ячеек стационарного либо выкатного типа определяется в главном частотой включений выключателя и связанной с сиим частотой осмотров и технического обслуживания.
В помещении РУ комплектные ячейки размещаются в один либо» два ряда (рис.7). размеры помещения определяются количеством и размерами ячеек, также критериями их обслуживания и транспорта. А именно, не считая коридора управления с задней стороны ячеек выкатного типа могут предусматриваться доп 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, чтоб расстояние от хоть какой точки коридора обслуживания до выхода не превышало 30 м. Выходные двери должны само закрываться, но не должны препятствовать вольному выходу людей из РУ (должны раскрываться в сторону выхода без внедрения ключа).
Выход из РУ предусматривается наружу, на лестничную клеточку либо в производственное помещение с несгораемыми стенками и перекрытиями, не содержащее огне- и взрывоопасных устройств.
Под ячейками РУ предусматривается кабельный канал (см. рис.5), размеры которого зависят от количества кабелей. При большенном числе кабелей под помещением РУ может предусматриваться кабельный этаж.
Меньшая допускаемая глубина кабельного канала определяется допускаемым радиусом извива кабеля большего сечения, также типом и расположением концевой разделки кабеля.
При дистанционном управлении выключателями меж РУ и центом управления прокладываются контрольные кабели, канал для контрольных кабелей может предусматриваться в полу коридора управления (см. рис.5), но вероятны и остальные варианты.
Для сооружения закрытых РУ и подстанций обычно используются железобетонные панели и большие блоки. Потому что поверхности этих строй деталей могут выделять цементную пыль, то полы, стенки и потолки РУ покрываются непылящимися отделочными слоями.
В помещении КРУ не считая комплектных ячеек могут находиться и ячейки секционных реакторов. Для линейных реакторов при их довольно большенном числе может предусматриваться отдельный реакторный этаж.
В случае крупногабаритных выключателей (к примеру, на напряжение 35 кВ и выше) используются некомплектные типовые конструкции ячеек. Аппаратуру РУ в таком случае целенаправлено располагать на 2-ух этажах, при этом на верхнем этаже предусматриваются сборные шины и шинные разъединители, на нижнем этаже — выключатели, трансформаторы тока и линейные разъединители.
При большенном объеме масла в выключателях (наиболее 60 .кг) они располагаются в отделенных от иной аппаратуры ячейки взрывных камерах. Двери этих камер открываются наружу либо во взрывной коридор РУ.
При напряжениях 20 кВ и выше вместе с обыкновенной аппаратурой и неизолированной ошиновкой в крайнее время стала применяться вполне закрытая аппаратура, заполненная гексафтористой сероватой. Распределительные устройства на базе таковой аппаратуры различаются очень малыми габаритами (размер такового РУ в 10—50 раз меньше, чем в случае внедрения обыкновенной воздушно-фарфоровой изоляции) и отсутствием доступных к прикосновению токоведущих частей.
Помещения РУ, как правило, не имеют окон, что наращивает их надежность к случайным наружным механическим действиям. В РУ предусматривается искусственное освещение, естественная вентиляция и по мере необходимости электронное либо воздушное отопление.
Плюсами закрытых РУ перед открытыми являются защита аппаратуры от действия внешной среды, от пыли и копоти, от огромных колебаний температуры, от солнечной радиации, также огромное удобство обслуживания, исключение способности проникания в РУ сторонних людей, большая компактность.
Для установки в РУ-10 кВ рассчитываемого корпуса принимаем комплектно распределительное устройство типа КРУ со последующими паспортными данными.
Таблица 3.11. Паспортные данные КРУ.
№
пп
характеристики
Шкаф выкатного выполнения КМ-1 с маломасляным выключателем
]]>