КУРСОВОЙ+ПРОЭКТ. 1. основная часть 1 Характеристика проектируемых промышленных объектов
 Скачать 1.04 Mb.
|
|
4.ВЫБОР КОММУТАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ КТП Выбор выключателей Выключатели высокого напряжения при одних и тех же параметрах могут быть выбраны масляные малообъемные, воздушные, элегазовые, вакуумные и т.д. При выборе по номинальному напряжению должно выполняться условие: Uап.уст Uуст ном, где Uап.уст – номинальное напряжение аппарата; Uуст ном – номинальное напряжение установки. При выборе по номинальному току требуется соблюсти условие: Iраб.max Iап.ном , где Iраб.max – максимально возможный рабочий ток присоединения. Для большинства аппаратов должно выполняться следующее условие динамической устойчивости: iу imax, где imax – максимально допустимое амплитудное значение сквозного тока аппарата. Как видно из результатов выключатель соответствует данным условиям и может быть принят к установке. Для КРУ 10 кВ применяются выключатели обычной конструкции, а вместо разъединителей втычные контакты. В нашем курсовом проекте рационально принять КРУ серии K-ХХУ1М 10кВ. Шкаф КРУ состоит из жесткого металлического корпуса, внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделен на отсеки с металлическими перегородками и автоматически закрывающимися металлическими шторками. Выключатель с приводами установлен на выкатной тележке. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты, которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинным и линейным неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключенным выключателем разъемные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отсоединен от сборных шин и кабельных вводов. Размещение выключателя на выкатной тележке позволяет значительно уменьшить размеры шкафа по сравнению со сборными РУ, где камера выключателя должна предусматривать возможность доступа к аппаратам и ремонт их на месте. Выкатная тележка может занимать три положения: рабочее (тележка находится в корпусе шкафа, первичные и вторичные цепи замкнуты); испытательное (тележка в корпусе шкафа но первичные цепи разомкнуты, а вторичные замкнуты); ремонтное (тележка находится вне корпуса шкафа, первичные и вторичные цепи разомкнуты). На выкатной тележке монтируются трансформаторы напряжения, разрядники, силовые предохранители, разъемные контакты соединений главной цепи. Отсек сборных шин устанавливается на корпусе шкафа. Верх отсека имеет поворотную крышку для монтажа сборных шин сверху (после полной установки всех шкафов). Сборные шины связаны с разъединяющим контактом шинами через проходные изоляторы. На низкой стороне выбрал КРУ внутренней установки 10 кВ марки K-ХХУ1М 10кВ для них выбираем элегазовый выключатель марки VF. Выбираем на вводе элегазовй выключатель VF 12.12.31. 5. .ПОКАЗАТЕЛИ ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ Под термином "качество электрической энергии" понимается соответствие основных параметров энергосистемы установленным нормам производства, передачи и распределения электрической энергии. Количественная характеристика качества электроэнергии выражается отклонениями напряжения и частоты, размахом колебаний напряжений и частоты, коэффициентом несинусоидальности формы кривой напряжения, коэффициентом несимметрии напряжения основной частоты. 5.1 Проверка электрической сети по допустимым потерям Потери активной мощности на участке обусловлены активным сопротивлением проводов и кабелей, а также несовершенством их изоляции. Мощность, теряемая в активных сопротивлениях трехфазной ЛЭП и расходуемая на ее нагрев, определяется по формуле:  Исходя из потоков мощности можем вычислить ток:    U – линейное напряжение; R – активное сопротивление одной фазы. При проектировании потери мощности на корону стремятся свести к нулю, выбирая такой диаметр провода, когда возможность возникновения короны практически отсутствует. Потери реактивной мощности на участке обусловлены индуктивными сопротивлениями проводов и кабелей. Реактивная мощность, теряемая в трехфазной, рассчитывается аналогично мощности, теряемой в активных сопротивлениях:   X-индуктивная сопротивление линии 6. .РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ Протекание тока по элементам электрической сети сопровождается потерями напряжения. В результате по мере удаления от источника питания напряжение уменьшается. В то же время для нормальной работы электроприемников подводимое к ним напряжение может только незначительно отличаться от номинального напряжения и должно находиться в допустимых пределах. Согласно ГОСТ 13109-97 на качество электроэнергии для большинства электроприемников отклонение напряжения от номинального значения не должно превышать ±5 %. В послеаварийных режимах работы, длительность которых сравнительно невелика, допустимое отклонение напряжения увеличивается еще на 5 %. В электрических сетях высокого напряжения, к которым электроприемники непосредственно не присоединяются, также существуют допустимые пределы изменения напряжения. В частности, в установках высокого напряжения максимальное рабочее напряжение определяется условиями надежной работы изоляции и составляет от 105 до 120 % номинального значения, увеличиваясь по мере уменьшения номинального напряжения. Допустимые снижения напряжений в ЭЭС определяются условиями устойчивости параллельной работы генераторов электростанций и узлов нагрузки. В питающих сетях нижние допустимые отклонения напряжений достигают 10—15 %. При оценке уровней напряжения следует иметь в виду, что нагрузки в течение суток непрерывно изменяются и, следовательно, изменяются потери напряжения и уровни напряжений у электроприемников. В основном регулирование напряжение осуществляется с помощью трансформаторов. Трансформаторы выполняются двух типов: с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т.е. с отключением от сети (трансформаторы с ПБВ); с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (трансформаторы с РПН). Трансформаторы первой группы имеют сравнительно небольшой регулировочный диапазон (±2x2,5 %), применяются в распределительных электрических сетях напряжением 6—35/0,4 кВ, и с их помощью осуществляется сезонное регулирование напряжения, так как выполнение переключения требует отключения потребителей на это время. Трансформаторы второй группы снабжены специальным переключательным устройством, позволяющим осуществлять переключения по мере необходимости без отключения потребителей. Такие трансформаторы имеют большее число регулировочных ответвлений и больший диапазон регулирования напряжения. На нашей КТП установлен трансформатор с устройством ПБВ, что и будет использоваться для регулирования напряжения. Другая возможность — изменение мощности. Уменьшение активной мощности связано с ее недоотпуском потребителям и поэтому не может быть использовано. Уменьшить потоки реактивной мощности можно, как было показано выше, с помощью установки у потребителей источников реактивной мощности. При полной КРМ можно достичь нулевого потока реактивной мощности по элементу сети, хотя экономически это делать нецелесообразно. 7. .МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ПРЕДПРИЯТИИ Все меры подразделяются на три группы: - Организационные, к которым относятся мероприятия по совершенствованию эксплуатационного обслуживания электрических сетей и оптимизации их схем и режимов. Эти меры являются практически без затратными. - Технические мероприятия, направленные на реконструкцию, модернизацию и строительство сетей. Эти мероприятия требуют дополнительных капитальных вложений. - Мероприятия по совершенствованию учета электроэнергии, которые могут быть без затратными и затратными. Для без затратных мероприятий эффект выражается размером снижения потерь электроэнергии или соответствующего ему снижение затрат При оценке эффективности технических мероприятий необходимо дополнительно учитывать и необходимые капиталовложения. Одним из основных мероприятий по снижению потерь мощности является установка компенсируя устройств (КП) в сетях потребителей электроэнергии. Примерно 60% всего необходимого снижения достигается с ее помощью. Около 20% дает установка КП в сетях 35-110 кВ энергосистем и сельских сетей. Примерно 10% - другие технические мероприятия. Организационные мероприятия. Рассмотрим режимные мероприятия, которые являются составной частью организационных мероприятий. К режимных мероприятий относятся следующие: - Оптимизацию законов регулирования напряжения в центрах питания разомкнутых сетей 36-150 кВ; - Оптимизацию установившихся режимов замкнутых сетей по реактивной мощности и коэффициентам трансформации; - Уровень напряжения источников питания в сети; - Перевод генераторов в режим работы СК при дефиците реактивной мощности - Оптимизацию мест размыкания контуров сетей 110 кВ и выше с несколькими номинальными напряжениями; - Оптимизацию мест размыкания сетей 6-35 кВ с двусторонним питанием; - Оптимальное включения трансформаторов на подстанциях в режиме малых нагрузок (отключение части трансформаторов; экономические режимы работы трансформаторов; - Выравнивание графика нагрузки сети; -Выравнивание нагрузок фаз низковольтных сетей. Другие организационные мероприятия это сокращение продолжительности технического обслуживания и ремонта основного оборудования электрических станций и сетей за счет улучшения организации труда, совмещение ремонтов последовательно включенных элементов сети, проведением их по оптимальному графику, выполнением пофазно ремонтов, ремонтов без снятия напряжения и т.д. Технические мероприятия. К техническим мерам относят мероприятия по реконструкции, модернизации и строительства сетей. Большинство из них связано с установкой дополнительного оборудования и предусматривается на стадии проектирования сетей. В условиях эксплуатации рассматриваются, как правило, мероприятия с незначительными капитальными вложениями. К ним относят - Внедрение КП 6-10 кВ, - Замену трансформаторе что недогружены и перегруженных трансформаторов из имеющегося фонда или путем перемещения с одной подстанции на другую; - Внедрение в работу устройств автоматического регулирования напряжения на трансформаторах и КП; - Внедрение ВДА. Совершенствование технического учета. Сейчас создаются системы автоматизированного учета электроэнергии. Задача: упорядочение балансов электроэнергии по подстанции, разомкнутой сети, района и разработка мероприятий по снижению коммерческих потерь в случае несоответствия суммы показаний приборов учета электроэнергии, установленных у потребителей, и приборов технического учета, обеспечение расчетов потерь мощности и энергии в сетях и выбора мер по снижению потерь достоверной информацией. Мероприятия по повышению надежности работы электрических сетей. Перерыва питания электроснабжения потребителей нежелательны, а в ряде случаев недопустимы. Они могут вызвать нарушение нормального функционирования установок связи, транспорта, технологических процессов промышленных предприятий, нормальных условий жизни и деятельности населения. Могут возникнуть аварии, порчи оборудования, брак продукции и т.д. Вопросы обеспечения надежности электроснабжения регламентируются Правилами устройства электроустановок. Под надежностью в энергетике понимают свойство оборудование, установки, схемы или системы сохранять свою работоспособность, т.е. выполнять свои функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных условиях. Основными показателями надежности являются: - Параметр потока отказов - среднее число отказов ремонтируемого изделия в год; - Время восстановления после отказа TВ - среднее время вынужденного простоя, необходимого для поиска и устранения одного отказа; - Коэффициент вынужденного простоя, определяет возможность нахождения элемента или установки в вынужденном простое; - Частота плановых ремонтов; - Средняя длительность одного планового ремонта; - Коэффициент технического использования (характеризует возможность пребывания установки в работоспособном состоянии). При эксплуатации выделяют следующие мероприятия по повышению надежности работы электрических сетей: 1. Контроль за состоянием оборудования. Создаются экспертные системы диагностики. Очень важен контроль или профилактические испытания изоляции. 2. Ремонтные работы. Планово-предупредительный и капитальный ремонт. 3. Диспетчерские службы и ликвидация аварий. Эксплуатационный персонал выполняет надзор за сетевыми сооружениями и их ремонт. Персонал диспетчерских служб управляет режимами работы системы, в том числе и ликвидирует аварийные ситуации при повреждениях линий и оборудования подстанций и электрических станций. 8. .АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ При проектировании нужно стремиться к уменьшению потерь электроэнергии на всех участках энергосистемы, поскольку потери электроэнергии ведут к увеличению мощности электростанций, что в свою очередь влияет на стоимость электроэнергии. В сетях до 10кВ потери мощности в основном обусловлены нагревом проводов от действия тока. Потери мощности в трансформаторах. Потери мощности в силовых трансформаторах состоят из потерь, не зависящих и зависящих от нагрузки. Потери активной мощности (кВт) в трансформаторе можно определить по следующей формуле:   Потери активной мощности в трансформаторе где ΔРст – потери активной мощности в стали трансформатора при номинальном напряжении. Зависят только от мощности трансформатора и приложенного к первичной обмотке трансформатора напряжения. ΔРст приравнивают ΔРх; ΔРх— потери холостого хода трансформатора; ΔРоб – потери в обмотках при номинальной нагрузке трансформатора, кВт; ΔРоб приравнивают ΔРк. ΔРк– потери короткого замыкания; β=S/Sном – коэффициент загрузки трансформатора равен отношению фактической нагрузки трансформатора к его номинальной мощности; Потери реактивной мощности трансформатора (кВАр) можно определить по следующей формуле:   где ΔQст – потери реактивной мощности на намагничивание, кВАр. ΔQстприравнивают ΔQх. ΔQх – намагничивающая мощность холостого хода трансформатора; ΔQрас – потери реактивной мощности рассеяния в трансформаторе при номинальной нагрузке. Значения ΔРст(ΔРх) и ΔРоб(ΔРк) приведения в каталогах производителей силовых трансформаторов. Значения ΔQст(ΔQх) и ΔQрас определяют по данным каталогов из следующих выражений:    где Iх – ток холостого хода трансформатора, %; Uк – напряжение короткого замыкания, %; Sном – номинальная мощность трансформатора, кВА. Расчет потерь электроэнергии. На основании потерь мощности можно посчитать потери электроэнергии. Здесь следует быть внимательными. Нельзя посчитать потери электроэнергии умножив потери мощности при какой либо определенной нагрузке на число часов работы линии. Этого делать не стоит, т.к в течение суток или сезона потребляемая нагрузка изменяется и таким образом мы получим необоснованно завышенное значение. Чтобы правильно посчитать потери электроэнергии используют метод, основанный на понятиях времени использования потерь и времени использовании максимума нагрузки. Время максимальных потерь – условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий в линии, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии в год. Временем использования максимальной нагрузки или временем использования максимума Тмах называют условное число часав, в течение которых линия, работая с максимальной нагрузкой, могла бы передать потребителю за год столько энергии, сколько при работе по действительному переменному графику. Пусть W(кВт*ч) – энергия переданная по линии за некоторый промежуток времени, Рмах(кВт) -максимальная нагрузка, тогда время использования максимальной нагрузки: |