Дипломная работа: Проект электрокотельной ИГТУ

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.

3.6.3 Выбор режима нейтрали

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 , а напряжение других фаз по отношению к земле увеличиваются в  раза, вследствие чего изменяются и емкостные токи. Благодаря этому питание потребителей включенных в междуфазное напряжение, не нарушается, и они продолжают работать нормально. Это обеспечивает возможность сохранять в работе линию с замыканием на землю в течение некоторого времени, достаточного для отыскания места повреждения и включения резерва;

-  снижается стоимость заземляющих устройств;

-  уменьшается на  число трансформаторов тока и сокращается количество защитных реле, по сравнению с сетями с глухозаземленной нейтралью.

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:

 = 801,7 мм2

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'=мм2

Выбираем кабель АААГУ-6 кВ (3´35). [1].

Допустимый ток кабеля: Iдоп= 115 А. [1] .

Проверка по условию нагрева:

Iдл. доп.³ Iном.

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:

 = 9,02мм2

Выбираем кабель ААГУ – 6 кВ (3х10) [1].

Допустимый ток кабеля: IДЛ. ДОП. = 65 А. [1].

Проверка по условию нагрева:

IДЛ. ДОП. ≥ I НОМ

65 A > 9,02 A

4. Выбор проводников от ТЭЦ-11 до трансформаторов электрокотельной:

Iрас=А,

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:

 = 135,4 мм2

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  

A, тогда

67,8 А А т.о. условие выполняется

2)  При отключении одной линии ток будет равен:

A,

тогда условие проверки  135,6 АА

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  135,6 АА условие выполняется т.е., в аварийном режиме провод также сможет длительно пропускать всю необходимую мощность и перерыва в снабжении не будет.

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.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26