Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 27
|
Содержание
1. Введение 1.1 Энергетика Иркутской области, перспективы развития 2. Общая часть 2.1 Краткая характеристика объекта и источников электрического снабжения 2.2 Описание технологической схемы объекта 3. Расчётная часть 3.1 Расчёт электрического освещения 3.1.1 Светотехнический расчёт 3.1.2 Электрический расчёт освещения 3.2 Расчёт электрических нагрузок 3.3 Определение центра электрических нагрузок электрокотельной 3.4 Выбор электрооборудования электрокотельной и ГПП 3.4.1 Выбор компенсирующего устройства на напряжения 0,4 кВ 3.4.2 Выбор компенсирующего устройства на 6 кВ 3.5 Расчёт и выбор трансформаторов 3.5.1 Расчёт и выбор числа и мощности трансформатора цеховой подстанции. Выбор КТП 3.5.2 Расчёт и выбор числа и мощности трансформатора ГПП 3.5.3 Выбор типа РУ-6 кВ 3.6. Обоснование схем электроснабжения 3.6.1 Выбор напряжения питания электрокотельной на основании технико-экономического сравнения вариантов (110 и 220 кВ) 3.6.2. Выбор схемы электроснабжения 3.6.3 Выбор режима нейтрали 3.7 Расчёт питающих и распределительных сетей 3.7.1 Выбор проводников напряжением выше 1000 В 3.7.2 Выбор схемы первичной коммутации на напряжение 220 кВ 3.7.3 Расчёт и выбор воздушной линии 220 кВ 3.8 Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания 3.9 Выбор аппаратов на напряжения выше 1000 В. 3.10 Выбор и проверка шин на термическую и электродинамическую стойкость 3.10.1 Проверка высоковольтных кабелей на устойчивость к токам короткого замыкания 3.11 Расчёт тока трёхфазного короткого замыкания в сетях напряжением до 1000 В 3.12 Выбор электрических аппаратов напряжением до 1000 В 3.13 Выбор проводников напряжением до 1000 В 4. Релейная защита 4.1 Расчёт защиты высоковольтного электродвигателя 4.2 Учёт электроэнергии 5. Эксплуатация электрооборудования 5.1 Система управления электрохозяйством электрокотельной 5.2 Основные задачи эксплуатации 5.3 Эксплуатация и ремонт выключателей 5.4 Надзор и уход за трансформаторами 5.5. Изоляция трансформаторов и её эксплуатация 5.6 Эксплуатация трансформаторного масла. 5.7 Измерение сопротивления заземляющих устройств 5.8 Определение сопротивления петли фаза-ноль 6. Безопасность жизнедеятельности 6.1 Характеристика и анализ производственных и опасных и вредных факторов 6.2 Нормализация санитарно-гигиенических условий труда 6.3 Безопасность производственных процессов 6.3.1 Электробезопасность 6.4 Заземление электрокотельной 6.5 Пожарная безопасность 6.6 Молния защита электрокотельной. 7. Экономическая часть 7.1 Организация ремонтно-эксплуатационных работ 7.2 Расчёт годовой трудоёмкости обслуживания оборудования 7.3 Расчёт численности ремонтного - эксплуатационного персонала. 7.4 Определение стоимости потреблённой электроэнергии 8. Специальная часть 8.1 Основные требования к релейной защите 8.2 Виды защит силовых трансформаторов 8.3 Расчёт релейной защиты цехового трансформатора 8.4 Расчёт релейной защиты трансформатора ГПП 8.5 Защита от однофазных замыканий на шинах 6 кВ 8.6. Устройство автоматики 8.6.1 Устройство управления, измерения и сигнализации в электрокотельной и на ГПП 8.6.2 Управление выключателями высокого напряжения 8.6.3 Автоматическое повторное включение 8.6.4. Автоматическое включение резерва 8.6.5 Регулирование напряжения 8.7 Измерительные трансформаторы 9. Список литературы 1. ВВЕДЕНИЕ
1.1 ЭНЕРГЕТИКА ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ, ПРЕСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ
Россия занимает второе место в мире по производству электроэнергии, уступая лишь США и вырабатывает 66% электроэнергии СНГ. Первое акционерное энергетическое общество в России было создано в 1886г. и оно же 100 лет назад пустило в Москве первую промышленную электростанцию. На данный момент в стране существует Единая энергетическая система, работу которой обеспечивает РАО «ЕЭС России» координируя деятельность самостоятельных акционерных обществ – энергоснабжающих организаций, производителей электрической и тепловой энергии. Передача электроэнергии осуществляется на большие расстояния осуществляется с помощью высоковольтных линий электропередачи (ЛЭП). Первая ЛЭП начала действовать в 1956 году (соединила Куйбышев, ныне Самару, с Москвой и предавала электроэнергию Волжской ГЭС. Электроэнергетика является районообразующим фактором т.к. около крупнейших ГЭС размещаются производства электрометаллургии, электрохимии. Самая большая доля производства электроэнергии РФ приходится на тепловые станции около 70%. Доля ГЭС−20%, а атомных станций 10%. По виду используемого топлива различают тепловые станции, которые работают: на угле, мазуте, природном газе, сланцах, торфе (ТЕЦ, ГРЭС,ТЭЦ) и использующие внутреннюю энергию Земли (гетеотермальные − ГеоТЭС). В России действует Паужетская гетеотермальная станция на камчатке. Крупнейшие тепловые электростанции (Государственные районные электрические станции) мощностью свыше 2 млн.кВт расположены: в центральном районе РФ − Костромская и Конаковская (работают на газе); в Северо−Западном районе − Киришиская (на мазуте); Поволжье − Заинская (на газе); на Урале − Рефтинская, Троицкая (на угле), Ирклинская (на газе); в Сибири и на Дальнем Востоке − Сургутские ГРЭС и Нижневартовская (на попутном газе), Березовская и Назаровская (на буром угле), Нерунгринская (на угле). Значительная доля оборудования тепловых электростанций выработала эксплуатационный ресурс. В предстоящие 12-13 лет мощность такого оборудования достигнет 75 млн. кВт (50% оборудования действующих ТЭС), поэтому необходимо ежегодно проводить техническое перевооружение и реконструкцию электростанций суммарной мощностью 5 – 6 млн. кВт. Главной задачей является повышение технического уровня российской электроэнергетики. Для этого следует обновить выбывающие мощности тепловых электростанций с помощью современных технологий, путем внедрения парогазовых установок для ТЭС, работающих на природном газе, и чистых угольных технологий для ТЭС, сжигающих твердое топливо. Важной особенностью развития современной энергетики является строительство и использование атомных электростанций. Огромное преимущество использования ядерной энергии состоит в том, что при сжигании 1 кг урана выделяется столько же энергии сколько и при сжигании 25000 т. угля. Необходим лишь жесткий контроль за работой АЭС. В настоящее время в России действует 29 энергоблоков: Смоленская, Тверская, Курская, Новороженская, Ленинградская (самая мощная − 4 млн.кВт), Кольская, Белоярская, Балаковская и Билибенская. Важнейшим направлением в развитии электроэнергетики является также использование гидроэнергетических ресурсов. Гидроэлектростанции (ГЭС) обладают КПД более 80%. Характерная черта гидроэнергостроительства в нашей стране − сооружение каскадов ГЭС. Крупнейшими в России являются Волжско−Камский и Ангарско−Енисейский каскады. Волжско−Камский гидроузел включает в себя 11 ГЭС общей мощностью 14 млн.кВт. Большой экономический эффект дает использование гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). В часы минимума нагрузок они потребляют электроэнергию для закачки воды в хранилище, чтобы в ''час пик'' работать на полную мощность. С 1987 г. работает Загорская ГАЭС г.Сергиев−Посад. На Кольском полуострове действует Кислогубеннская ПЭС, использующая энергию приливов и отливов. Иркутская энергосистема была основана в 1954 году на базе ТЭЦ –2 в городе Иркутске и ТЭЦ –1 в городе Ангарске общей мощностью 215 тыс. кВт электросетей на напряжение 110 и 35 кВ, протяженностью 360 км при площади области 7768 тыс. км2, пролегающей с севера на юг на 11400 км и с запада на восток на 1200 км. В настоящее время установленная мощность более 12 млн. кВт, это 5% от выработки страны. Полезный отпуск электроэнергии составляет 48181 млн. кВт∙ч. энергосистема состоит из тринадцати ТЭЦ и трех ГЭС. Иркутская ТЭЦ –1 находится на территории АНХК. Строилась в 1947 – 1969 годах. Тепловая энергия: 1585 Гкал/год, электрическая: 245 МВт. Работает на Черемховском угле, отходы используются на ЖБИ и ЦГК. Иркутская ТЭЦ–9 строилась с 1958 года. Установленная электрическая мощность 510 МВт, отпуск тепловой энергии 6246 Гкал. Использует уголь Азейского месторождения, воду из реки Ангары. В данное время проводит второй этап расширения. Иркутская ТЭЦ–10 строилась в 1957 – 1965 годах. Установленная электрическая мощность 1110 МВт, тепловая 446 Гкал/год. Использует уголь Азейского и Черемховского месторождений. Усть−Илимская ГЭС была построена в 1966−1980 годах. Удельная мощность составляет 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 расположена в городе Иркутске, строительство производилось в 1950−1958 годах. Установлено 8 агрегатов. Первая в Ангарском каскаде имеет распределительное устройство 110 − 220 кВ. питает железную дорогу и другие объекты Иркутской области. Ближайшими задачами Иркутскэнерго является следующие: Повышение пропуска электроэнергии от Братской ГЭС в Иркутско-Черемховский промышленный район, а также в Китай; модернизация и реконструкция ТЭЦ многим из которых более 20 лет; строительство "Тельмомаканская ГЭС"; строительство ГРЭС на Тулунских углях для обеспечения мощностью при пиковых нагрузках;добиваться промышленного освоения нефтегазового Ковыктинского месторождения, введение газа в топливный баланс; электросетевое хозяйство нуждается в реконструкции старых и строительстве новых линий электропередачи и подстанций. 2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА
2.1 КРАТКАЯХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА И ИСТОЧНИКОВ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ Электрокотельная входит в состав системы технического водоснабжения ТЭЦ-11, она предназначена для получения горячей воды, за счёт тепла, выделяемого электрическим током при прохождении его непосредственно через воду, а применяется для отопления и горячего водоснабжения жилых и производственных помещений, как закрытых, так и открытых отопительных систем, посёлка Белореченск и рядом стоящие промышленные предприятия . Согласно ПУЭ Электрокотельная является потребителем первой категории. На электрокотельной имеется два силовых трансформатора мощностью 40 МВт, питание этих трансформаторов осуществляется с ОРУ-220 кВ ТЭЦ-11,по воздушной линии 220 кВ, от разных источников питания находящихся на ТЭЦ-11. 2.2
ОПИСАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ОБЪЕКТА
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 об/мин. Uном = 6 кВ. насос сетевой 2 ступени количество 2 шт. тип СЭ – 800 – 55 – 11 тип электродвигателя ДАВ – 200 – 4У3 Q =800 м3; H = 0,55 Мпа Рном = 200 кВт; n =1500 об/мин; Uном = 6 кВ Вспомогательное оборудование. конденсатный насос кол-во 2 шт. Рном = 5,5 кВт; n = 2850 об/мин; Uном = 0,4 кВ насос аккамуляторных баков кол-во 2 шт. Рном =11 кВт; n = 1450 об/мин; Uном = 0,4 кВ дренажный насос кол-во 2 шт. Рном =7,45 кВт; n = 2900 об/мин; Uном = 0,4 кВ насос охлаждения подшипников кол-во 2 шт. Рном =11 кВт; n = 1450 об/мин; Uном = 0,4 кВ 3. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ 3.1 РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОСВЕЩЕНИЯ Расчёт освещения методом коэффициента использования светового потока.
Рациональное электрическое освещение способствует повышению производительности труда, сохраняет зрение. При проектировании электрического освещения следует иметь в виду и экономию электроэнергии. Рациональное искусственное освещение должно обеспечивать достаточную, равномерную, без теней освещённость рабочей поверхности, отсутствие слепящего действия источников света и постоянство освещённости во времени. Величина необходимой освещённости зависит от степени точности работы, от размеров обрабатываемых деталей, от светлоты фона и контраста между деталью и фоном. Метод коэффициента использования применяется для расчёта общего освещения при симметричном расположении светильников. Согласно этому методу сначала производится расчёт светового потока одной лампы, по требуемой освещённости, которая берётся из справочных данных, и по параметрам помещения. Затем по полученному световому потоку выбирается либо мощность лампы, либо корректируется их число. Расчёт по данному методу проведём для выбора параметров освещения в электрокотельном отделении. Так как высота помещения отделения насосов довольно большая (7 метров) и температура внутри помещения постоянна, то для общего освещения воспользуемся светильниками с лампами типа ДРЛ Выбираем тип светильника - РСП08 Его данные из [1] Табл.2.8 стр. 36 Данный вид светильников рекомендуется для выполнения общего освещения внутри, а также снаружи помещений в сухой и влажной средах. Тип пускорегулирующей аппаратуры 1Н250И37-100ХЛ2 Тип лампы ДРЛ 250 Тип патрона Е4 ЦКБ-03 ТУ 16-675.121-85 [1] Табл.2.7 стр. 35 Защитный угол 15 град КПД с диффузорным отражателем 75 % Коэффициент мощности не нижеcosj=0.53 Pл=250 Вт Фл=11000 Лм[2] стр 28 табл. 2-15 Определим расчётную высоту подвеса, если: hh=6.6 м высота светильников над полом hc=0.4 м высота свеса светильников hр=0.8 м высота рабочей поверхности H=7 мобщая высота здания Тогда расчётная высота будет равна по формулеРис 2.Высота подвеса светильников. Так как высота светильников над полом превышает 5 метров, то обслуживание светильников будет производиться со специально оборудованной площадки на кран-балке. По приведённым в справочнике ([2] стр. 123 табл. 4-16 (для косинусной кривой)) оптимальным соотношениям расстояния между светильниками и высотой их подвеса определим оптимальное расстояние между светильниками при найденной высоте подвеса. Теперь, зная расстояние между светильниками, определим число рядов и число светильников в рядах. A=17 м – ширина электрокотельного отделения. В=62 м – длина электрокотельного отделения. Количество рядов Количество светильников в ряду Тогда общее количество светильников Определим световой поток лампы по выражению В данной формуле: E=100 лк - освещённость для машинного зала с постоянным дежурным персоналом и с трубопроводами внутри помещения. Z=1.15 – коэффициент минимальной освещённости KЗ=1.5 – коэффициент запаса Для определения коэффициента использования найдём индекс помещения По справочным данным найдём коэффициент светового потока, который изменяется в зависимости от окраски стен и потолка, индекса помещения и типа светильника.[1] стр 34 табл. 2.5 Для коэф РП=50%, Рс=30%, Рр=10%. КИ=0.76 Подставляем все данные в формулу для определения требуемого светового потока одной лампы Так как, полученный световой поток даст только лампа большей мощности, то нам необходимо либо увеличить мощность лампы, а тем самым световой поток, создаваемый одной лампой; либо увеличить число светильников. Выбираем второй вариант, так как увеличение числа светильников даёт более равномерный световой поток и меньший показатель ослеплённости. То есть Рл=250 ВтФл=11000 лм Пересчитаем теперь количество светильников исходя из светового потока одной лампы: Принимаем, что N=22 штук Светильники равномерно распределяем по освещаемой поверхности: N1=2 ряда Расстояние от стены до первого ряда Расстояние до первого светильника в рядах Таким образом, окончательное количество светильников определим: Произведём теперь расчёт установленной мощности: Так как используются светильники с лампами типа ДРЛ, то кроме мощности ламп необходимо учитывать потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре (дросселе). Это достигается введением коэффициента 1.3 3.1.1 СВЕТОТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ Для проверки правильности выбора светильников, ламп и места их установки в помещении воспользуемся точечным методом. Для этого расположим светильники на плане по рассчитанным выше данным. Рис 3. План расположения светильников. Точка А. По плану расположения светильников определим расстояние до расчётной точки. dа=5 м h=5.8 м. По кривым пространственных изолюкс для светильников типа РСП08, зная указанное выше расстояние и высоту подвеса, определим условную освещённость: Ea.1=3 лк [2] стр 191 рис 6-29 Так как точку А освещают четыре светильника, находящихся на одинаковом от неё расстоянии, то μ=1.3 как для светильника с преимущественно прямым светом Как видно из расчёта освещённость в точке А приемлема Данные расчёта освещённости в других точках производим аналогично, результаты занесём в таблицу. Таблица 3.1. Расчет освещённости в контрольных точках Расчетная высота h, м. Из трёх проверяемых точек наихудшие показатели освещённости в точке С. Проверим её на допустимость отклонения от нормы. E=100 лк – нормируемая освещённость для машинного зала с постоянным дежурным персоналом и с трубопроводами внутри помещения. Отклонение освещенности в точке С: Сравним значение освещенности в т. С с нормируемым значением. Допустимое отклонение 20%, [9]. Вывод: освещенность в т. С занижена на 17,06%, что является допустимым. Определение коэффициента неравномерности освещенности. Коэффициент неравномерности определяется по наиболее и наименее освещённым точкам проверяемого помещения: b
доп=0,3 Вывод: освещение помещения соответствует требованиям [2], так как b
>
b
доп Расчёт электроосвещения методом удельных мощностей. Метод удельной мощности применяется для расчёта общего равномерного освещения. Отношение суммарной мощности ламп, установленных в помещении, к площади помещения даёт удельную мощность освещения: Заранее вычисленные значения удельной мощности можно использовать для определения потребной мощности ламп без подробного светотехничечского расчёта: n – число ламп k – коэффициент запаса Данным методом произведём расчёт освещения в остальных помещениях Данные для расчета, в частности нормы освещённости в помещениях берём из [3]. Для наглядности сказанного произведём выбор освещения в мастерской.
Определим освещённость в вент. камере из справочных данных при установке светильников с лампами накаливания: Выберем тип светильника НСП11У200 По таблицам определим освещённость в ваттах на квадратный метр для данного помещения, высота помещения 3 метра Определим установленную мощность: Определим количество светильников: Окончательно выбираем Установленная мощность: Число светильников и суммарную установленную мощность в остальных помещениях находим аналогично и данные расчёта заносим в итоговую таблицу. Таблица3.2 Число светильников и установленная мощность в электрокотельной. Электро- котельное отделение Пульт управления Тип светильника НСП 11 У 200 НСП 11 У 200 НСП 11 У 200 Количество светильников Установленная Мощность, кВт Так как полная мощность S ламп накаливания равняется их активной мощности P, то определим суммарную мощность ламп накаливания: Определим теперь мощности ламп ДРЛ и люмининсцентных ламп. Тогда полная мощность на освещение будет: Или с учётом коэффициента спроса на освещение в среднем равного 0.95 Так как для аварийного освещения рекомендовано использование ламп накаливания ( [2] стр. 84), то установим дополнительные светильники аварийного освещения в помещении электрокотельного отделения, а в остальных аварийное освещение будут обеспечивать светильники из числа рабочих, чтобы в случае отказа рабочего освещения обеспечивалась освещённость 5% от нормированной составим таблицу, в которой приведём тип и количество светильников аварийного освещения: Таблица 3.3. Тип и количество светильников аварийного освещения. Помещение Электро- котельное отделение Пульт управления Полная мощность аварийного освещения: 3.1.2 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ОСВЕЩЕНИЯ Согласно [10] напряжение для осветительной установки в помещениях без повышенной опасности и электрических помещениях вне зависимости от высоты установки и конструкции светильников выбираем 380/220В, с заземленной нейтралью, с питанием сети освещения от общих с силовой нагрузкой трансформаторов КТП 6/0,4кВ. Для расчёта сети электроосвещения произведём разбивку по группам имеющихся светильников, стремясь чтобы светильники одной группы находились в одном помещении, для удобства обслуживания, и, чтобы токи в группах были примерно одинаковы. Таблица 3.4. Группы светильников рабочего освещения. Помещение Установленная мощность, кВт Токи в группах определяли по формуле для двухпроводной сети освещения с проводами фаза, ноль: Рис 4. Схема щита рабочего освещения. РУ-0.4кВ Суммарный ток осветительной нагрузки на щитке освещения определим по выражению: Произведём выбор и проверку проводов осветительной сети. Так как среда электрокотельной не взрывоопасная, то выбираем для использования провода и кабеля, марки АВВГ (А - алюминиевые жилы, В - полихлорвиниловая изоляция, В - полихлорвиниловая оболочка, Г - отсутствие защитных покровов поверх брони или оболочки). Согласно требованиям безопасной эксплуатации электрооборудования корпуса светильников и другого оборудования подключенного к глухо-заземленной сети напряжением 380/220В должны быть заземлены, поэтому для питания светильников будем использовать трёхпроводный кабель. Способ прокладки проводов до светильников: В электрокотельном отделении на несущем тросе. В остальных помещениях по стенам на скобах. По длительно допустимому току выбираем сечение провода для всех 11 групп и для питания щитка освещения (материал кабеля - алюминий): На щиток - АВВГ - (3*16+1*10) На группы по допустимой потере напряжения у наиболее удаленных светильников в группах. Согласно требованиям ПУЭ потеря напряжения в осветительных сетях не должна превышать значения 2.5 % в месте присоединения самого отдалённого светильника. Определим потерю напряжения на участке до щита освещения: где S - сечение проводника на участке, С - коэффициент, учитывающий напряжение, систему питания и материал проводов. Из таблицы в [2] для четырех проводной сети с алюминиевым проводом C=46 Сечение жилы кабеля S=16 мм2. Определим момент Предварительно для прокладки принимаем провод марки АВВГ трехпроводный. Сечение проводов сети определим по формуле: М – момент нагрузки, кВт/ч. С – коэффициент, учитывающий напряжение, систему питания и материал проводов. Из таблицы в [2] для двухпроводной сети с заземляющим проводом с алюминиевым проводом С=7,7 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) Выбор щитов освещения для рабочей и аварийной систем. Из [1] стр 45 табл 36 выбираем щиток освещения на 12 групп. Приведём его характеристики: На вводе автомат ВА 51-31 На отходящих линиях устанавливаем однополюсные автоматические выключатели ВА 16-26 на различные номинальные токи Оставшийся неиспользованный автомат оставляем в резерве пусть его номинал будут 10 А. Данные автоматы оснащены тепловым расцепителем с уставкой 1.1 Аварийное освещение ЩОА-1. Аварийное освещение обеспечивает в случае погасания светильников рабочего освещения минимальную освещённость, необходимую для временного продления деятельности персонала и обеспечения безопасности выхода людей из помещения. Щиток освещения выбираем аналогичным рабочему щиту - ОЩВ 12 – УХЛ 4. Номинальные токи в водного и линейных автоматов выбираем меньшими, соответственно номинальным токам в группах. Так как мощность аварийного освещения составляет лишь 5-10 % от рабочего, то как для питания самого щитка, так и для питания светильников можно брать кабель и провода меньшего сечения. На щит АВВГ (3*6+1*4), на группы АВВГ (3*2.5) Проверку на падение напряжения для эл. сети аварийного освещения не производим из-за малой мощности в группах. Данные из расчёта освещения используются далее для определения нагрузки на 0.4 кВ. Основным методом расчета электрических нагрузок промышленных предприятий является метод коэффициента максимума, рекомендованный в «Руководящих указаниях по определению электрических нагрузок промышленных предприятий». Метод применим в тех случаях, когда известны номинальные данные всех ЭП предприятия и их размещение на плане цехов и на территории предприятия. Метод позволяет по номинальной мощности ЭП с учетом их числа и характеристик определить расчетную нагрузку любого узла схемы электроснабжения. Таблица 3.5.Электрооборудование электрокотельной Расчет нагрузки группы электроприёмников присоединённых к ЩСУ-1: 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 ∙ tgφ =7,15∙ 0,75= 5,36 кВар 2.Конденсатный насос: РСМ2=РН2 ∙ n ∙ КИ = 5,5 ∙ 1∙ 0,65 = 3,6 кВт QСМ2=РCМ2 ∙ tgφ =3,6∙ 0,75 = 2,7 кВар 3.Насос охлаждения подшипников: РСМ3=РН3 ∙ n ∙ КИ = 11 ∙ 1 ∙ 0,65 = 7,15 кВт QСМ3=РCМ3 ∙ tgφ =7,15∙ 0,75 = 5,36 кВар 4.Дренажный насос: РСМ4=РН4 ∙ n ∙ КИ = 7,45 ∙ 1 ×0,65 = 4,84 кВт QСМ4=РCМ4 ∙ tgφ =4,84 ×0,75 = 3,63 кВар 5.Кран - балка: а) Двигатель хода кран - балки (ПВ = 40%) РСМа=РНа ∙ б) Двигатель хода тележки (ПВ = 40%) РСМб=РНб ∙ в) Двигатель подъема /спуска (ПВ = 60%) РСМв=РНв ∙ Суммарная мощность кран - балки: РСМ5= РСМа + РСМб + РСМв = 1,134+0,347+2,34=3,821 кВт QСМ5=РCМ5 ∙ tgφ =3,821 ∙ 1,73 = 6,6 кВар 6.Рабочее освещение: РСМ6=РН6 ∙ n ∙ КИ = 14,55 ∙ 1 × 0,85 = 12,4 кВт QСМ4=РCМ4 ∙ tgφ =12,4 × 0,7 =8,68 кВар Σ Рн=РН1 + РН2 + РН3 + РН4 + РН5 + РН6 = 11+5,5+11+7,45+(18+5,5+30)+14,55=103 кВт Σ РСМ=РСМ1 + РСМ2 + РСМ3 + РСМ4 + РСМ5 + РСМ6 =7,15+3,6+7,15+4,84+3,821+12,4=38,96 кВтΣ QСМ=QСМ1 +QСМ2 +QСМ3 +QСМ4 +QСМ5 +QСМ6 =5,36+2,7+5,36+3,63+6,6+8,68= 49,35 кВар. При m<3 принимается действительное число электроприемников, m>3 и Ки>0,2 эффективное число электроприемников определяется по ниже следующей формуле: n'= В данном случае Ки=0,4 и nэ=7; Км=1,58 [8] Рм =Км ∙ Рсм=1,58× 38,96=61,56 кВт При nЭ>10 максимальная реактивная нагрузка принимается равной среднесменное нагрузке, а при nЭ<10 на 10% выше среднесменной. Нагрузка 6 кВ: Асинхронные двигатели. Pсм=Pм=Pн×n×Ки=315×2×0,9=567 кВт. Qсм=Qм=Pсм×tgj=567×0,51=289,2 кВар. Pсм=Pм=Pн×n×Ки=200×2×0,9=360 кВт. Qсм=Qм=Pсм×tgj=360×0,51=183,6 кВар. Pсм=Pм=Pн×n×Ки=10000×6×0,8=48000 кВт. Qсм=Qм=Pсм×tgj=48000×0,33=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 % Максимальная мощность 38,21 таблица 3.6. 3.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ
Построение картограммы нагрузок
Для определения месторасположения ГПП при проектировании систем электроснабжения на генеральный план электрокотельной наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой размещённые на генеральном плане окружности, причём площадь окружности, в выбранном масштабе равна расчётной нагрузки электрокотельной. Площадь круга в определённом масштабе равна расчётной нагрузке электрокотельной: Таблица 3.3. Нагрузки электрокотельной. По приведённой выше формуле рассчитаем радиус окружности. Так же определим угол сектора нагрузки 0.4 кВ для электрокотельной. Определение центра электрических нагрузок.
Подстанция ГПП, является одним из основных звеньев системы электроснабжения. Поэтому оптимальное размещение подстанций на территории электрокотельной важнейший вопрос при построении рациональных систем электроснабжения. Наивыгоднейшей точкой размещения источника питания (ГПП) является точка центра электрических нагрузок (ЦЭН). Размещение источника или распределительного пункта питания как можно ближе к ЦЭН преследует следующие цели: 1.минимизацию суммарной длины внутригрупповой сети; 2.обеспечение по возможности более близких друг к другу уровней напряжения у потребителей; 3.минимизацию потерь электроэнергии или суммарных приведённых годовых затрат. Расчёт ЦЭН будем производить по нагрузке электрокотельной Приведём данные нагрузки и координаты в таблицу. Для определения координат нагрузки произвольным образом начертим координатные прямые на генеральном плане электрокотельной. Таблица 9. Таблица мощности и координат нагрузки для определения ЦЭН. Координаты ЦЭН определим по формулам: Рассчитанная точка получилась в центре помещения электрокотельной. Переносим месторасположение ГПП в точку удобную по технологическим соображениям. Экономически более выгодно смещать п/ст в сторону питающей линии. Укажем на генеральном плане местоположение понижающей подстанции. 3.4 ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ И ГПП
3.4.1 ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩЕГО УСТРОЙСТВА НА НАПРЯЖЕНИЕ 0.4 КВ Для уменьшения потерь в электрических сетях необходимо добиться минимума потребления реактивной мощности, так как при передачи реактивной энергии необходимой для создания эл/магнитных полей трансформаторов, двигателей происходит увеличение полной мощности, передаваемой к потребителю. Для компенсации реактивной мощности на практике применяют батареи конденсаторов или специальные компенсирующие устройства. Так как проектируемая КТП находится в одном здании с РУ 6 кВ и питание трансформаторов осуществляется с неё, то следовательно расстояние на которое необходимо передавать мощность идущую на приёмники 0.4 кВ невелико, поэтому будут малы и потери мощности обусловленные передачей излишней реактивной энергии. В связи с перечисленными факторами можно отказаться от компенсации реактивной мощности в сети 0.4 кВ. И произвести её на шинах распределительного устройства 6 кВ 3.4.2 ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩЕГО УСТРОЙСТВА НА 6 КВ Энергосберегающей организацией задано в часы максимума нагрузки значение tan( Определим оптимальную мощность, которая передаётся из сети в часы максимума потребления активной мощности: Реактивную мощность, которую необходимо скомпенсировать на одной секции шин 6 кВ, определим как: В качестве компенсирующего устройства выбираем комплектные конденсаторные установки по одной на каждую секцию КУ6-II с БРВ-1 с QКУ6=500 кВар Определим теперь действительное значение tan( значение тангенса соответствует заданного уровня, КУ требуемой мощности ( 500 кВар). Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальной работы при отключении одного из них. Для выбора мощности цеховой ТП необходимо знать среднюю расчетную мощность за максимально загруженную смену (таблица 3). В связи с преобладанием потребителей I категории принимаем коэффициент загрузки равным 0,65. К установке принимаем трансформаторы с номинальной мощностью SНТ=100кВА. Определим минимально необходимое число цеховых трансформаторов: NMIN = PCM/(КЗ ∙ SНТ) + DN = 67,31/(0,6∙100) + 0,76 =1,1≈2 Оптимальное число трансформаторов: NОП = NMIN + m = 2 +0 = 2 где m = 0 определено Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать через 2 трансформатора: QMT = Мощность компенсирующих установок : QКУ = QCM - QMT = 53,31 – 99,3 = - 45,99 квар Установки компенсирующих устройств не требуется. Проверка трансформатора на загрузку: В аварийном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ ≤ 1,2 Коэффициент загрузки как в нормальном, так и в аварийном режиме соответствует норме. Выбираем трансформаторы типа: ТМ-100/6/0,4
[3] Таблица 3.8. Технические параметры трансформаторов. Таблица 3.9. КТП. Тип силового трансфор матора Для выбора мощности подстанции необходимо знать среднюю передаваемую мощность (данные взяты с электрокотельной). Потери в трансформаторе приближенно определяются по формулам: ΔРТ = 0,025 ∙ SСМ = 0,025 ∙ 51655,51 = 1291,39 кВт; Полная среднесменная мощность с учетом потерь: Расчетная мощность трансформатора двухтрансформаторной подстанции: Выбираем два варианта с трансформаторами разной мощности: 1. Трансформаторы типа ТДТН-40000/220/6,6
Проверка трансформатора на загрузку: В нормальном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ ≤ 0,7 В аварийном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ ≤ 1,4 Коэффициент загрузки, как в нормальном, так и в аварийном режиме не превышает норму. 2. Трансформаторы типа ТДТН- 25000/220/6,6
Проверка трансформатора на загрузку: В нормальном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ ≤ 0,7 В аварийном режиме необходимое значение коэффициента загрузки: KЗ ≤ 1,4 Коэффициент загрузки как в нормальном, так и в аварийном режиме превышает допустимые значения. К установке принимаем трансформаторы типа: ТДТН –40000/220/6,6
[5] Таблица 3.10. Технические параметры трансформаторов. S, кВА 3.5.3 ВЫБОР ТИПА РУ-6 КВ
Для питания и управления высоковольтными двигателями необходима установка в рассчитываемой электрокотельной распределительного устройства напряжением 6 кВ. Принимаем к установке в электрокотельной комплектное распределительное устройство 6 кВ. Распределительные устройства (РУ) закрытого типа (внутренней установки) применяются обычно при напряжениях до 20кВ. Типичными для промышленных предприятий являются закрытые РУ вторичного напряжения ГПП, первичного напряжения цеховых подстанций, генераторного напряжения собственных электростанций. Применение закрытых РУ может оказаться неизбежным иногда и при более высоких напряжениях (в случае тяжелых условий окружающей среды, при малой отводимой для РУ площади и т. п.). Распределительные устройства до 20 кВ состоят, как правило, из комплектных ячеек заводского изготовления и называются комплектными распределительными устройствами (КРУ). Существуют два типа ячеек КРУ: ячейки, внутри которых все аппараты установлены стационарно (КСО), и ячейки, в которых выключатель ВН установлен на выкатываемой тележке. На рис. 5 приведена одна из возможных конструкций ячейки КРУ на 1О кВ со стационарно установленной аппаратурой. Ячейка разделена на три отсека: открытый сверху отсек сборных шин и шинного разъединителя; отсек выключателя ВН; отсек линейного разъединителя и присоединения кабеля. Отсеки отделены друг от друга сплошными металлическими листовыми перегородками, что позволяет, например, произвести безопасный осмотр выключателя при отключенных шинном и линейном разъединителях. Приводы выключателя и разъединителей установлены на передней панели ячейки и между собой механически сблокированы (операции с разъединителями возможны только при отключенном выключателе). На передней панели установлены также измерительные приборы и реле. Открытое размещение приводов и приборов может считаться недостатком такой ячейки, так как этим ухудшается общий обзор и внешний вид РУ; поэтому, в некоторых других типах ячеек приводы и вторичные приборы размещены в специальном отсеке, находящемся обычно в левой части ячейки. На дверцы этого отсека вынесены только сигнальные прибор Дверцы или снимаемые передние панели ячейки изготовляются из листовой стали. У некоторых типов ячеек дверцы снабжены смотровыми стеклами, облегчающими осмотр выключателей и других аппаратов. В ячейках может быть предусмотрено также внутреннее местное освещение. В ячейках, предусмотренных для размещения выключателей ВН, могут устанавливаться и другие аппараты (выключатели нагрузки, плавкие предохранители, трансформаторы напряжения и т.п.). Однако при использовании меньших аппаратов размеры ячеек могут быть существенно сокращены. Так, при использовании плавких предохранителей со специальными малогабаритными выключателями нагрузки могут быть созданы комплектные ячейки на 10 кВ шириной порядка 0,6 м, высотой порядка 1,2 м и глубиной порядка 0,8 м, т. е. в несколько раз меньшего объема, чем изображенная на рис. 5 типовая ячейка. На рис.6 показана комплектная ячейка выкатного исполнения. Выключатель ВН вместе с приводом установлен на выкатной тележке и соединяется со стационарной частью первичной аппаратуры ячейки при помощи штепсельных разъемов ВН. Ячейка состоит из отсека сборных шин, отсека выкатной тележки, отсека трансформатора тока и отходящей кабельной линии, отсека вторичных приборов. Объем ячейки выкатного типа благодаря более компактному размещению аппаратов в 1,5—2 раза меньше, чем у аналогичной ячейки со стационарной аппаратурой. Выкатная тележка позволяет произвести удобный и безопасный осмотр и наладку выключателя, а также при необходимости легкую и быструю замену тележки с выключателем. Во избежание неправильных операций предусмотрена механическая блокировка, позволяющая передвигать тележку только при отключенном выключателе. Отверстия для штепсельных разъемов при выкатывании тележки механически закрываются металлическими шторами, чем закрывается доступ к находящимся под напряжением частям ячейки. Наладка привода выключателя, а также релейной защиты и автоматики ячейки возможна при выдвижении тележки на расстояние, при котором надежно разъединяется первичная цепь (при выдвижении в наладочное положение). Тележка и приборный отсек ячейки соединены обычно гибким кабелем, длина которого допускает небольшое перемещение тележки; при полном выкатывании тележки кабель отсоединяется при помощи штепсельного разъема. Выбор комплектных ячеек производится по тем же критериям, что и выбор выключателей и другой коммутационной аппаратуры, а также по требуемым схемам первичных и вторичных соединений. Применение ячеек стационарного или выкатного типа определяется в основном частотой включений выключателя и связанной с этим частотой осмотров и технического обслуживания. В помещении РУ комплектные ячейки располагаются в один или" два ряда (рис.7). Размеры помещения определяются количеством и размерами ячеек, а также условиями их обслуживания и транспорта. В частности, кроме коридора управления с задней стороны ячеек выкатного типа могут предусматриваться дополнительные коридоры и проходы для монтажа и обслуживания. Число выходов из РУ зависит от длины коридора. Так, при длине РУ до 7 м допускается один выход, при длине 7—60 м — два выхода (в обоих концах РУ). При большей длине число выходов выбирают так, чтобы расстояние от любой точки коридора обслуживания до выхода не превышало 30 м. Выходные двери должны само запираться, но не должны препятствовать свободному выходу людей из РУ (должны открываться в сторону выхода без применения ключа). Выход из РУ предусматривается наружу, на лестничную клетку или в производственное помещение с несгораемыми стенами и перекрытиями, не содержащее огне- и взрывоопасных устройств. Под ячейками РУ предусматривается кабельный канал (см. рис.5), размеры которого зависят от количества кабелей. При большом числе кабелей под помещением РУ может предусматриваться кабельный этаж. Наименьшая допускаемая глубина кабельного канала определяется допускаемым радиусом изгиба кабеля наибольшего сечения, а также типом и расположением концевой разделки кабеля. При дистанционном управлении выключателями между РУ и центом управления прокладываются контрольные кабели, канал для контрольных кабелей может предусматриваться в полу коридора управления (см. рис.5), однако возможны и другие варианты. Для сооружения закрытых РУ и подстанций обычно применяются железобетонные панели и объемные блоки. Так как поверхности этих строительных деталей могут выделять цементную пыль, то полы, стены и потолки РУ покрываются непылящимися отделочными слоями. В помещении КРУ кроме комплектных ячеек могут находиться и ячейки секционных реакторов. Для линейных реакторов при их достаточно большом числе может предусматриваться отдельный реакторный этаж. В случае крупногабаритных выключателей (например, на напряжение 35 кВ и выше) применяются некомплектные типовые конструкции ячеек. Аппаратуру РУ в таком случае целесообразно располагать на двух этажах, причем на верхнем этаже предусматриваются сборные шины и шинные разъединители, на нижнем этаже — выключатели, трансформаторы тока и линейные разъединители. При большом объеме масла в выключателях (более 60 .кг) они размещаются в отделенных от другой аппаратуры ячейки взрывных камерах. Двери этих камер открываются наружу или во взрывной коридор РУ. При напряжениях 20 кВ и выше наряду с обычной аппаратурой и неизолированной ошиновкой в последнее время стала применяться полностью закрытая аппаратура, заполненная гексафтористой серой. Распределительные устройства на базе такой аппаратуры отличаются весьма малыми габаритами (объем такого РУ в 10—50 раз меньше, чем в случае применения обычной воздушно-фарфоровой изоляции) и отсутствием доступных к прикосновению токоведущих частей. Помещения РУ, как правило, не имеют окон, что увеличивает их надежность к случайным внешним механическим воздействиям. В РУ предусматривается искусственное освещение, естественная вентиляция и при необходимости электрическое или воздушное отопление. Достоинствами закрытых РУ перед открытыми являются защита аппаратуры от воздействия наружной среды, от пыли и копоти, от больших колебаний температуры, от солнечной радиации, а также большое удобство обслуживания, исключение возможности проникновения в РУ посторонних людей, большая компактность. Для установки в РУ-10 кВ рассчитываемого корпуса принимаем комплектно распределительное устройство типа КРУ со следующими паспортными данными. Таблица 3.11. Паспортные данные КРУ. № пп 1 2 2.1 2.2 3 4 5 6 Номинальное напряжение Номинальный ток (А): Сборных шин Шкафов Номинальный ток отключения Электродинамическая стойкость Тип выключателя Тип привода к выключателю 10 кВ 2000 630 20 кА 80 кА ВКЭ-10 Электромагнитный Определим ориентировочное напряжение, по формуле: Uном = 4,34× где L = 20 км –длина линии; Р = 48,96357 МВт –передаваемая по линии активная мощность. Используя полученный результат принимаем к сравнению 2 варианта: в одном варианте первичное напряжение питающее электрокотельную 110 кВ, в другом 220 кВ. Критерием выбора оптимального варианта является соответствие варианта техническим требованиям и наименьшее значение полных приведенных затрат: З = Иi + ЕНКi +У, где: i = 1, 2 – сравниваемые варианты; ЕН =0,12– нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К – капиталовложения в электроустановку, т. руб; У – ущерб (принимается равным нулю, так как варианты имеют одинаковую надежность), т. руб; И – годовые эксплуатационные расходы, т. руб; И = ИА + ИП, где a – норма амортизационных отчислений ИПОТ = Сэ ∙ DWГОД, - издержки, вызванные потерями электроэнергии, т.руб/год; DWГОД – годовые потери электроэнергии, кВт∙ч; Сэ – средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме, руб/кВт∙час. Сэ = где: α1 –основная ставка по тарифу; β – дополнительная ставка по тарифу; РЗАЯВ – заявленная активная нагрузка; W ГОД – годовая потребляемая энергия, кВт∙ч; Вариант 1:
U=110 кВ Расчетная нагрузка SР= 51616.79 кВ А Выбираем ВЛ на U=110 кВ Определяем расчетный ток: Сечение ВЛ выбирается по экономической плотности тока jЭК. ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1 А/мм2 [ 1 ] Сечение линии Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-300 , IДЛИТ= 690 А. Рассчитываем годовые потери электроэнергии: 1) Для воздушной линии: DWГОД Л = DРМАХ Л * t где DРМАХ Л – потери активной мощности в элементе, кВт; DРМАХ Л= 3 ∙ RO ∙ L ∙ IP2 ∙ n ∙ 10 -3 = 3 ∙ 0,108 ∙ 20 ∙ 270,92 ∙ 2 ∙ 10 -3 = 951,09 кВт где RO =0,108 Ом/км –удельное сопротивление километра провода [11]; L = 20 км –длина воздушной линии; n – число линий; IP = t = 8000 ч –время максимальных потерь [11]. Таким образом, годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят: DWГОД КЛ= DРМАХ * t = 951,09 ∙ 8000 = 7608720 кВт ∙ ч 2) Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле: DWГОД ТР= где n –количество трансформаторов; SPAC – полная расчетная мощность, кВ А; SНОМ ТР – номинальная мощность трансформатора, кВ А; ΔРХХ и ΔРК –потери активной мощности в трансформаторе при холостом ходе и при коротком замыкании соответственно, кВт [11]. DWГОД ТР= Издержки, вызванные потерями электроэнергии: ИП = Сэ ∙ DWГОД = 0,24 ∙ 10 -3 ∙ (7608720+2397528)=2401,5 т.руб/год Расчет капиталовложений: К = КЛ + КВА где Кл – капитальные вложения на сооружение воздушной линий. КЛ =13,25тыс.руб/км – удельная стоимость прокладки воздушной линии [11] . КЛ = КЛ ∙ L ∙ n =13,25 ∙ 20 ∙ 2 = 530 т.руб КВА – капитальные вложения на сооружение высоковольтного оборудования: Стоимость сооружения ОРУ-110 кВ: 72 т.руб [11] ; Стоимость трансформатора 40000/110/6: 164,4 т.руб [11] ; Стоимость ячейки ОРУ-110 кВ: 76 т.руб [11] . КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 72+164,4 + 76 = 312,4 т.руб Капиталовложения составят: К = Кл + КВА =530 + 312,4 = 842,4 т.руб Определяем годовые амортизационные отчисления. В них входят отчисления на воздушные линии и отчисления на оборудование. Стоимость отчислений на воздушные линии: САЛ=Кл ∙ Ψл= 530 ∙ 0,028 = 14,84 т.руб где Кл=530 т. руб – капитальные затраты на линии ΨЛ=0,028 – норма амортизационных отчислений [11] Стоимость отчислений на оборудование: САО=КВА ∙ ΨО=312,4 ∙ 0,088=27,49 т.руб где КВА =312,4 т.руб – затраты на оборудование; ΨО=0,088 – норма амортизационных отчислений на оборудование [11]. Определяем суммарные затраты на амортизацию: ИА = САЛ+САО= 14,84+27,49=42,33 т. руб Определяем суммарные приведенные затраты: З = ИП + ИА +Ен ∙ К =2401,5+42,33+0,12×842,4=2544,92 т.руб Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 7. Вариант 2:
U=220 кВ Расчетная нагрузка SР= 51616,79 кВ А Выбираем ВЛ на U=220 кВ Определяем расчетный ток: ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1 А/мм2 [ 1 ] Сечение кабеля Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-240, IДЛИТ= 609 А. Рассчитываем годовые потери электроэнергии: 3) Для воздушной линии: DWГОД Л = DРМАХ Л ∙ t где DРМАХ Л – потери активной мощности в элементе, кВт; DРМАХ Л= 3 ∙ RO ∙ L ∙ IP2 ∙ n ∙ 10 -3 = 3 ∙ 0,13 ∙ 20 ∙ 135,52 ∙ 2 ∙ 10 -3 = 286,42кВт, где RO =0,13 Ом/км –удельное сопротивление километра провода [11]; L = 20км –длина воздушной линии; n – число линий; IP =135,5 А – максимальный расчетный ток. t = 8000 ч –в соответствии с [11]. Таким образом, годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят: DWГОД Л= DРМАХ ∙ t = 286,42 ∙ 8000 = 2291360 кВт ∙ ч 4) Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле: DWГОД ТР= DWГОД ТР= Издержки, вызванные потерями электроэнергии: ИП = Сэ ∙ DWГОД = 0,093 ∙ 10 -3 ∙ (2397528+2291360) = 1125,3 т.руб/год Расчет капиталовложений: К = Кл + КВА КЛ=16,4 тыс.руб/км – удельная стоимость прокладки ВЛ[11] . Кл= КЛ ∙ L ∙ n =16,4 ∙ 20 ∙ 2 = 656 т.руб Стоимость сооружения ОРУ-220 Кв: 108 т.руб [11] ; Стоимость трансформатора 40000/220/6: 378 т.руб [11] ; Стоимость ячейки ОРУ-220 Кв: 152 т.руб [11] . КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 108+152+378 = 638 т.руб Капиталовложения составят: К = Кл + КВА = 656 + 638 = 1294 т.руб Определяем годовые амортизационные отчисления. В них входят отчисления на кабельные линии и отчисления на оборудование. Стоимость отчислений на кабельные линии: САЛ=Кл ∙ Ψвл= 656 ∙ 0,028 = 18,4 т.руб где Кл=656 т. руб – капитальные затраты на линии ΨЛ=0,028– норма амортизационных отчислений [11] Стоимость отчислений на оборудование: САО=КВА ∙ ΨО= 638 ∙ 0,088=56,14 т.руб где КВА = 638 т.руб – затраты на оборудование; ΨО=0,088 – норма амортизационных отчислений на оборудование [11]. Определяем суммарные затраты на амортизацию: ИА = САЛ+САО= 18,4 + 56,14 =74,54 т. руб Определяем суммарные приведенные затраты: З = ИП + ИА +Ен ∙ К =1125,3 +74,54 + 0,12 ∙ 1294 =1355,12 т.руб Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 3.12. Таблица 3.12. Технико-экономические показатели При анализе технико-экономических показателей двух вариантов, видно, что в варианте с напряжением 110 кВ приведенные затраты больше на 46,75%. Поэтому первичное напряжение питающее береговую насосную станцию принимаем равным 220 кВ. 3.6.2 Выбор схемы электроснабжения
На основании технико-экономического сравнения вариантов и расчета электрических нагрузок на электрокотельной к установке принимаются два двухобмоточных трансформатора ТДТН – 220/6 мощностью 40 МВА. Для поддержания требуемого уровня напряжения на шинах 6 кВ, трансформаторы принимаются со встроенным регулированием напряжения под нагрузкой. Надежность питания проектируемой подстанции обеспечивается питанием ее от двух независимых источников. На напряжение 6 кВ предусматривается схема с одной секционированной системой сборных шин. Нейтралью называется совокупность соединенных между собой нейтральных точек трансформаторов или генераторов и проводников, присоединенных к заземляющему устройству непосредственно или через малое или большое сопротивление. Согласно ПУЭ сети напряжением 220 кВ выполняются с глухозаземленной нейтралью. Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (трансформаторы тока и др.). Электроустановки, работающие в этих системах, имеют большие токи замыкания на землю, поскольку поврежденная фаза оказывается короткозамкнутой на землю через нейтраль. Такой выбор режима нейтрали для сетей с номинальным напряжением 220 кВ и выше объясняется следующими факторами: - стабилизируется напряжение фаз по отношению к земле и в связи с этим уменьшается перенапряжение; - снижается стоимость изоляции; - повышается надежность работы сетей с глухозаземленной нейтралью, так как поврежденный участок немедленно отключается; - уменьшается количество простоев из-за перебоев в электроснабжении, так как большинство замыканий после отключения самоустраняются, поэтому в этих сетях наиболее эффективно применение автоматического повторного включения (АПВ). Сети напряжением 6 кВ выполняются с изолированной нейтралью. Они обладают малыми токами замыкания на землю. Изолированной нейтралью называется нейтраль, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная через аппараты, компенсирующие емкостной ток в сети, трансформаторы напряжения и другие аппараты, имеющие большое сопротивление. Такой выбор режима нейтрали для сетей с номинальным напряжением 6 кВ объясняется следующими факторами: - в нормальном режиме работы напряжение фаз на зажимах установок относительно земли симметричны и численно равны фазному напряжению, а геометрическая сумма емкостных токов трех фаз равна нулю. При однофазном замыкании на землю одной из фаз междуфазное напряжение остается неизменным по значению и сдвинутыми на угол - снижается стоимость заземляющих устройств; - уменьшается на При выборе режима роботы нейтрали в установках до 1000 В руководствуются соображениями экономики, надежности и электробезопасности. Для рассматриваемого предприятия выбираем в электроустановках до 1000 В систему с глухозаземленной нейтралью. Она более целесообразна при сильно разветвленной сети. Главное преимущество системы с глухозаземленной нейтралью заключается в том, что при прикосновении человека к находящемуся под напряжением проводнику одной фазы он подвергается воздействию лишь части фазного напряжения источника. Таким образом, системы с глухозаземленной нейтралью более электробезопасны, по сравнению с системами с изолированной нейтралью. К недостаткам системы с глухозаземленной нейтралью относится дороговизна исполнения, по сравнению с системой с изолированной нейтралью, а так же установки с изолированной нейтралью более надежны, так как при коротком замыкании они не требуют немедленного отключения. 3.7 РАСЧЕТ ПИТАЮЩИХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
3.7.1 Выбор проводников напряжением выше 1000 В
Выбор экономически целесообразного сечения проводников выше 1000 В выполняют, согласно [1] по экономической плотности тока и производит проверку по условию нагрева проводников в длительном режиме работы. В зависимости от металла провода и числа часов использования максимума нагрузки экономическая плотность находится по формуле: где IР - расчетный ток, А; jЭ - экономическая плотность тока, А/мм2 . 1.
Выбор проводников для электрокотла мощностью 10000 кВт :
Номинальный ток двигателя: I НОМ = 962 А; Число часов использования максимума нагрузки: ТМАХ > 5000 час./год Экономическая плотность тока: jЭ =1,2 А/мм2 [1] Экономически целесообразное сечение кабеля: Выбираем кабель ААГУ-6 кВ 3(3х150) – [1]. Допустимый ток кабеля: IДЛ. ДОП. = 3∙330=990 А. [1]. Проверка по условию нагрева: IДЛ. ДОП. ≥ I НОМ 990А > 962 А 2.Выбор проводников для высоковольтных асинхронных двигателей мощностью 315 кВт: Номинальный ток двигателя Iном = 38 А. Число часов использования максимума нагрузки: ТMAC> 5000 час/год. Экономическая плотность тока: j'= 1,2 А/мм2. Экономически целесообразное сечение кабеля: S'= Выбираем кабель АААГУ-6 кВ (3´35). [1]. Допустимый ток кабеля: Iдоп= 115 А. [1] . Проверка по условию нагрева: Iдл. доп.³Iном. 115 А > 31,7А. 3. Выбор проводников до трансформаторов КТП:
где SРАС = 112 кВ А –расчетная нагрузка из таблицы 2.2. Число часов использования максимума нагрузки: ТМАХ > 5000 час./год Экономическая плотность тока: jЭ = 1,2 А/мм2 [1] Экономически целесообразное сечение кабеля: Выбираем кабель ААГУ – 6 кВ (3х10) [1]. Допустимый ток кабеля: IДЛ. ДОП. = 65 А. [1]. Проверка по условию нагрева: IДЛ. ДОП. ≥ I НОМ 4. Выбор проводников от ТЭЦ-11 до трансформаторов электрокотельной:
Iрас= где SРАС = 51616,79 кВА –расчетная нагрузка подстанции. Число часов использования максимума нагрузки: ТМАХ > 5000 час./год Экономическая плотность тока: jЭ = 1 А/мм2 [11]. Экономически целесообразное сечение кабеля: Выбираем воздушную линию марки АС-150-линия из алюминиевого провода со стальным сердечником. [1]. Допустимый ток ВЛ: IДЛ. ДОП. = 450 А. [11]. Проверка по условию нагрева: IДЛ. ДОП. ≥ I РАС 450 А > 135,4 А 3.7.2 ВЫБОР СХЕМЫ ПЕРВИЧНОЙ КОММУТАЦИИ НА НАПРЯЖЕНИИ 220 КВ
На рис.5 приведена схема РУ 6 кВ станции, с одной системой сборных шин. К сборным шинам присоединены два генератора, два двухобмоточных трансформатора и четыре линии распределительной сети. В каждом присоединении предусмотрели выключатели и разъединители, необходимые для изоляции выключателей на время их ремонта от соседних частей РУ, находящихся под напряжением. В присоединениях линий необходимы два разъединителя—шинный QS1 и линейный QS2. Последний необходим в замкнутых сетях, так как при отключенном выключателе линия может оставаться под напряжением сети. В присоединениях генераторов ограничиваются установкой шинного разъединителя, так как на время ремонта выключателя генератор должен быть развозбужден и остановлен. В присоединениях двухобмоточных повышающих и понижающих трансформаторов также ограничиваются шинными разъединителями, так как со стороны высшего или низшего напряжения имеются выключатели и соответствующие разъединители. Достоинство РУ с одной системой сборных шин заключается в исключительной простоте и относительно низкой стоимости. Однако область его применения ограничена по следующим соображениям: профилактический ремонт сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением всего устройства; повреждений в зоне сборных шин приводит к отключению РУ; ремонт выключателей связан с отключением соответствующих присоединений. Чтобы избежать полного отключения РУ при замыкании в зоне сборных шин и обеспечить возможность их ремонта по частям, прибегают к секционированию сборных шин т.е. к разделению их на части-секции — с установкой в точках деления секционных выключателей QB нормально замкнутых или нормально разомкнутых (рйс.5-б). Секционирование должно быть выполнено так, чтобы каждая секция имела источники энергии (генераторы, трансформаторы) и соответствующую нагрузку. Присоединения распределяют между секциями с таким расчетом, чтобы вынужденное отключение одной секции по возможности не нарушало работы системы и электроснабжения потребителей. На станциях секционные выключатели при нормальной работе, как правило, замкнуты, поскольку генераторы должны работать параллельно. В случае КЗ в зоне сборных шин повреждённая секция отключается автоматически. 0стальные секции остаются в работе. Таким образом, секционирование через нормально замкнутые выключатели способствует повышению надёжности РУ и электроустановки в целом. Стоит заметить однако, что в случае замыкания в секционном выключателе отключению подлежат две смежные секции, следовательно, в устройствах с двумя секциями полное отключение не исключено хотя вероятность его относительно мала. В РУ низшего напряжения 6-10 кВ подстанций секционные выключатели, как правило, разомкнуты в целях ограничения тока КЗ. Выключатели снабжают устройствами автоматического включения резервного питания (АВР), замыкающими выключатели в случае отключения трансформатора, чтобы не нарушать электроснабжения потребителей. Рис.5. Схема распределительного устройства с одной системой сборных шин: а – шины не секционированы; б – секционированные шины; в – секционированные сборные шины и обходное устройство. Чтобы обеспечить возможность поочередного ремонта выключателей, не нарушая работы соответствующих цепей, предусматривают (преимущественно в РУ 110-220 кВ) обходные выключатели Q1, Q2 и обходную систему шин ОСШ с соответствующими разъединителями QS3-QS8 в каждом присоединении рис.5, в. При нормальной работе установки обходные разъединители и обходные выключатели отключены. Устройства с одной секционированной системой сборных шин, без обходной системы, применяют в качестве РУ 6-35 кВ подстанций, РУ 6-10 кВ станций типа ТЭЦ, РУ собственных нужд станций и других случаях. Аналогичные устройства, но с обходной системой шин, применяют при ограниченном числе присоединений в качестве устройств среднего напряжения 110-220 кВ станций и подстанций, что и было использовано в данном проекте. . 3.7.3 РАСЧЁТ И ВЫБОР ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ 220 КВ
В разделе технико-экономического сравнения мы произвели выбор сечения проводов воздушной линии и приняли к использованию провод марки АС-150/19. IДОП=450 А Произведём проверку данного провода по нагреву: 1) В рабочем режиме 67,8 А 2) При отключении одной линии ток будет равен: тогда условие проверки Таким образом, в аварийном режиме, т.е. во время повреждения одной из линий или во время проведения ремонта, вторая будет перегружена сверх нормы. Следует однако, учитывать что вследствие изменения скорости ветра, гололёдно-изморозевых отложений и температуры воздуха изменяются и технические характеристики работающей линии. Перегрузки кабельных линий регламентированы ПУЭ, что касается воздушных линий, то ПУЭ не регламентируют для них допустимых перегрузок. В [8] приведены расчеты и прочие сведения о возможных перегрузках. В зависимости от скорости ветра, температуры окружающей среды и температуры провода, его охлаждение изменяется, а следовательно будет изменяться и допустимый ток, который в справочниках приведён для нормальных условий, т.е. температура воздуха 20˚С и нулевой скорости ветра. В реальности данные параметры постоянно меняются и в большинстве случаев можно допустить в той или иной мере перегрузку провода. Определим допустимую перегрузку провода АС150/19 при следующих параметрах окружающей среды: TПР=50-70˚С TВ=0-40˚С VВ=1-5 м/c По номограмме в [8] на рис 15-11 для определения допустимой перегрузки определим её в соответствии с приведёнными выше данными.КПЕР=1.15 Тогда ток в аварийном режиме, который сможет пропустить данный провод будет IДОП.АВ=1.15·IДОП=1.15·450=517,5 А И условие проверки по тепловому действию тока Проверим правильность выбора проводов по условиям короны. Коронный разряд происходит в резко неоднородном поле и начинается в месте с малым радиусом кривизны при напряжённости поля, равной критической. Увеличение радиуса кривизны приводит к снижению напряжённости поля и предотвращению коронирования. Существование коронного разряда около проводов воздушных линий изоляции её не нарушает, но ведёт к увеличению потерь электроэнергии. Исходя из этого положения, выбор сечения проводов воздушной линии производят по условию отсутствия коронирования при хорошей погоде. При плохой погоде ( дождь, туман ) коронирование происходит и приводит к повышению потерь. Начальная критическая напряжённость: m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода ( для многопроволочных проводов m=0.82) ; r0=0.94 - радиус провода, см. Реальная напряжённость вокруг провода где U – максимальное линейное напряжение, кВ; DCP - среднее геометрическое расстояние между проводами при расположении проводов в ряд оно определяется по формуле Условие проверки: 1.07·E Выбранные провода проверку на условие образования короны проходят. Произведём проверку на падение напряжения в рабочем режиме Падение напряжения в линии определим по выражению: здесь P - расчетная активная мощность, потребляемая объектами. Q - расчетная реактивная нагрузка R0 - активное сопротивление 1 км линии при t = 20°С X0 - реактивное сопротивление 1 км линии при t = 20°С l - длина линии (км) n - количество параллельных линий Значения удельных сопротивлений берём из [13] приложение П-1 R0=0.195 Падение напряжения в нормальном режиме: Переведём полученное падение напряжения в проценты: В нормальном режиме по потерям напряжения линия удовлетворяет условию Определим теперь потери напряжения в аварийном положении, при питании через одну линию всей нагрузки: Расчёт проводим по той же формуле, только теперь число линий n=1 Делаем вывод о том, что по потерям напряжения выбранная воздушная линий проходит все пункты проверки. Механический расчёт воздушной линии
Воздушным линиям, находящимся на открытом воздухе приходится, помимо основной нагрузки, т. е. веса провода, подвергаться еще воздействию дополнительных нагрузок: от давления ветра, образующегося на них льда, а иногда и одновременно льда и ветра. В некоторых случаях ледяная корка получается настолько значительной толщины и веса, что провода, на которых она образуется, не могут выдержать этой нагрузки и обрываются, а иногда под действием особо сильного льда выворачиваются столбы, и линии электропередач выходят из строя на продолжительный срок. Кроме того, существенное влияние на внутренние усилия в проводах оказывает также температура окружающего воздуха. Для надёжной работы проводов, опор и других конструктивных элементов производят расчёт механической прочности линии, или механический расчёт. Целью механического расчёта проводов является определение напряжений в их материале при разнообразных климатических условиях. Механический расчёт позволяет определить стрелы провеса проводов, необходимые для подсчёта расстояний до поверхности земли и инженерных сооружений: определить механические нагрузки, действующие на опору, изоляторы, крюки. Результаты механического расчёта используются для составления монтажных таблиц или постороения соответствующих графиков, являющихся необходимым руководством при монтаже проводов воздушных линий. Для того чтобы внести некоторые упрощения в практические расчёты, все нагрузки считают равномерно распределёнными вдоль всех проводов в данном пролёте. Следует также отметить, что при подобных расчётах в целях их упрощения все нагрузки принимаются как чисто статические. Механический расёт в основном относится к проводам. Это вызвано тем, что в настоящее время разработаны типовые конструкции опор для различных климатических районов России, и разработка конструкций опор целесообразна лишь в тех весьма редких случаях, когда имеющиеся типовые проекты не отвечают особым спецефическим условиям данной местности. Приведём исходные данные для расчета ВЛ Таблица 3.13. Данные для механического расчёта ВЛ. При расчётах проводов на механическую прочность удобно пользоваться так называемыми удельными нагрузками, т.е. нагрузками, отнесёнными к единице длины провода и единице его поперечного сечения. Они представляют собой нагрузки на 1 м длины провода или отнесённые к 1 мм2 его поперечного сечения. Определяем погонные и приведенные нагрузки на провод и трос: 1.025 – коэффициент, учитывающий удлинение отдельных проводов при их скрутке в процессе изготовления провода. 0.0009 кг/см3 – удельный вес льда. Погонная нагрузка от массы провода с гололедом P3=Р1+Р2=0.745+0.34=1.085 кг/м Где P1 – погонная нагрузка собственного веса провода; P2 – погонная нагрузка на провод при толщине стенки гололеда 5 мм. Приведенная нагрузка S- общее сечение провода, мм² Где -коэффициент неравномерности воздушного напора=0,79 при воздушном напоре 50 кг/м2 [14] СХ – коэффициент лобового сопротивления для всех проводов и тросов, покрытых льдом и гололёдом принимаем СХ = 1,2 [14]; g- скоростной напор (кг/м² ); Результирующая удельная нагрузка на провод равна геометрической сумме вертикальных и горизонтальных нагрузок: без гололёда с гололёдом с гололёдом Определение критических пролетов. Критическим пролётом называется пролёт такой длины, при котором наибольшее напряжение наступает как при наибольшей добавочной нагрузке, так и при наименьшей температуре. Формула критического пролёта имеет вид: Где lКР – критический пролёт, м; σМ – максимальное напряжение, кг/см2; γМАКС – удельная максимальная нагрузка, кг/м·мм2;
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||