Дипломная работа: Проект электрокотельной ИГТУ

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.

Рис.7. Однорядное (а) и двухрядное (б) расположения ячеек ВН в закрытом РУ.

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.

3.6 ОБОСНОВАНИЕ СХЕМ ЭЛЕКТРСНАБЖЕНИЯ

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

Определим ориентировочное напряжение, по формуле:

Uном = 4,34×= 4,34×= 123,02 кВ.

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 = руб/кВт∙час

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 = - максимальный расчетный ток.

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= кВт∙ч

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:

Сечение кабеля выбирается по экономической плотности тока jЭК.

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= кВт∙ч

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.

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).

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