Ннк эл19217. 26. 0119 пз
 Скачать 193.58 Kb.
|
     ННК Эл192-17.26.01-19 ПЗ Введение. В развитии электроэнергетики можно выделить следующие основные этапы: соединение электростанций на параллельную работу и образование первых энергосистем; образование территориальных объединений энергосистем (ОЭС); создание Единой энергетической системы (ЕЭС); функционирование электроэнергетики после образования независимых государств на территории бывшего СССР. Сегодня мощность всех электростанций России составляет около 212,8 млн. кВт. В последние годы произошли огромные организационные изменения в энергетике. Создана акционерная компания РАО «ЕЭС России», управляемая советом директоров и осуществляющая производство, распределение и экспорт электроэнергии. Это крупнейшее в мире централизованно управляемое энергетическое объединение. Фактически в России сохранилась монополия на производство электроэнергии. При развитии энергетики огромное значение придается вопросам правильного размещения электроэнергетического хозяйства. Важнейшим условием рационального размещения электрических станций является всесторонний учет потребности в электроэнергии всех отраслей народного хозяйства страны и нужд населения, а также каждого экономического района на перспективу. Одним из принципов размещения электроэнергетики на современном этапе развития рыночного хозяйства является преимущественное строительство небольших по мощности тепловых электростанций, внедрение новых видов топлива, развитие сети дальних высоковольтных электропередач. Существенная особенность развития и размещения электроэнергетики — широкое строительство теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) для теплофикации различных отраслей промышленности и коммунального хозяйства. Основной тип электростанций в России — тепловые, работающие на органическом топливе (уголь, газ, мазут, сланцы, торф). На их долю приходится около 68% производства электроэнергии. Основную роль играют мощные (более 2 млн кВт) ГРЭС — государственные районные электростанции, обеспечивающие потребности экономического района и работающие в энергосистемах. ГЭС занимает второе место по количеству вырабатываемой электроэнергии (в 2000 г. около 18%). Гидроэлектростанции являются весьма эффективным источником энергии, поскольку используют возобновимые ресурсы, они просты в управлении (количество персонала на ГЭС в 15—20 раз меньше, чем на ГРЭС) и имеют высокий КПД — более 80%. В результате производимая на ГЭС энергия — самая дешевая.Преимущества АЭС состоят в том, что их можно строить в любом районе независимо от его энергетических ресурсов; атомное топливо отличается большим содержанием энергии (в 1 кг основного ядерного топлива — урана — содержится энергии столько же, сколько в 2500 т угля). АЭС не дают выбросов в атмосферу в условиях безаварийной работы (в отличие от ТЭС), не поглощают кислород. В последние годы в России возрос интерес к использованию альтернативных источников энергии – солнца, ветра, внутреннего тепла Земли, морских приливов.В перспективе Россия должна отказаться от строительства новых крупных тепловых и гидравлических станций, требующих огромных инвестиций и создающих экологическую напряженность. Предполагается строительство ТЭЦ малой и средней мощности и малых АЭС в удаленных северных и восточных регионах. На Дальнем Востоке предусматривается развитие гидроэнергетики за счет строительства каскада средних и малых ГЭС. Новые мощные конденсационные ГРЭС будут строиться на углях Канско-Ачинского бассейна. 1. Общая часть 1.1. Выбор схемы электроснабжения При проектировании условно считаем, что питание электроэнергией промышленного предприятия будет осуществляется от районной подстанцией энергосистемы, расположенной на расстоянии 8,2 от проектируемой подстанция (см . задание). Возможности районной подстанции с точки зрения подключения новых потребителей считаем (тоже условно) неограниченными как по числу линий, так и по напряжению. В зависимости от категории потребителей нужно решить следующие вопросы: а)воздушной или кабельной линией выполнять ввод; б)количество вводных линий; в)с трансформацией или без трансформации напряжения; г)система шин РУ вторичного напряжения: одинарная, двойная, одинарная секционированная и т.д. -д) наличие перемычки на стороне первичного напряжения при числе вводов больше одного; е)основное оборудование на вводе первичного напряжения: выключатели, отделители, короткозамыкатели. Наиболее экономичными подстанциями 110/6 кВ (110/10 кВ) являются подстанции без выключателей со стороны первичного напряжения, с отделителями и короткозамыкателями. Подстанции 35/6 кВ (35/10 кВ) с отделителями и короткозамыкателями широкого распространения не получили. ж)режим работы линий и трансформаторов (параллельная или раздельная работа) и характер резерва (явный, неявный). Выбранная схема рисуется в записке. Д  ля питания подстанция с максимальной нагрузкой 7,28260 МВА принимаем глубокий ввод двумя воздушными линиями электропередачи. Система шин РУ вторичного напряжения 6 кВ одинарная, секционированная по числу силовых трансформаторов. Для уменьшения стоимости подстанции принимаем схему без выключателей на стороне высшего напряжения (при напряжении 110 кВ) с перемычкой, оборудованной отделителями [см. рис. 1,а]; или с выключателями на стороне высшего напряжения при вводе напряжением 35 кВ. Резерв линий и трансформаторов неявный. В нормально режиме линии и трансформаторы работают раздельно.Рисунок 1 – Схема электроснабжения 2 Расчетно-техническая часть. 2.1 Электрические нагрузки 2.1.1 Определяем максимальную полную мощность S=P/cos φ, кВА где P-максимальная активная мощность, кВт. cos φ-коэффициент мощности. S=6700/0,92= 7282,60 кВА 2.1.2 Определяем максимальную реактивную мощность Q=√S2 –P2, квар  =  Рисунок 1 – График электрических нагрузок. 2.1.3 Определяем расход активной энергии за сутки по площади графика активной нагрузки. Wа.сут.=∑P*t, кВт*ч где t-время, ч. Wа.сут.=∑(3350*4)+(5360*4)+(6700*4)+(2680*8)+(2010*4)= 91120кВт*ч 2.1.4 Определяем среднюю активную мощность за сутки. Pср=Wа.сут./24, кВт. Pср=91120/24=3796.6кВт. 2.1.5 Определяем коэффициент заполнения графика. Кз.г.=Рср./Рмакс. Кз.г.= 3796.6 /6700= 0.56 2.1.6 Определяем время использования максимума нагрузки. Тu=W*365/Рмакс, ч Тu=91120*365/6700=4964 ч 2.2 Выбор напряжения. 2.2.1 Определяем расчётный ток (при максимальной нагрузке). Iрас.=Sмакс/√3*Uном., А В1 Iрас.= 7282 ,60 /√3*35= 120,1 А В2 Iрас.= 7282 ,60 /√3*110=38,2 А 2.2.2 Определяем сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока Sэк.=Iрас./2*jэк., мм2 \ где jэк.-экономическая плотность тока. В1 Sэк.= 120,1 /2*1=60,05 мм2 Принимаем одну двухцепную линию с проводами АС-70 на унифицированных типовых железобетонных опорах; длительно допустимый ток на провод 265 А; стоимость 1км линии 10700 руб. В2 Sэк.= 38,2 /2*1=19,1мм2 Принимаем одну двухцепную линию с проводами АС-70 на унифицированных типовых железобетонных опорах; длительно допустимый ток на провод 265А; стоимость 1км линии 13500 руб. 2.2.3 Выбираем для каждого варианта по два силовых трансформатора мощностью по 63 МВА, с регулированием под нагрузкой. Стоимость одного трансформатора для варианта напряжением 35/6 кВ-8550 руб, трансформатора для варианта напряжением 110/6 кВ-28700 руб. Таблица 1-Каталожные данные трансформаторов.
2.2.4 По току нагрузки в аварийном режиме выбираем для каждого варианта оборудования. В1 Выключатели ВВН 35-2 В2 Выключатели ВВУ 110 2.2.5 Рассчитываем капитальные затраты по вариантам и сводим их в таблицу. Таблица 2-капитальные затраты по В1
Таблица 3-капитальные затраты по В2
2.2.6 Определяем эксплутационные расходы. 2.2.6.1 Потери активной энергии в линиях. Wл.год=n*∆P*L*Kз.л.2*τ, кВт*ч где n-число линий; ∆Р-потери мощности на 1км линии АС, кВт на 1км; Кз.л.-коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке. τ-время потерь, ч Кз.л.=Iмакс/Iдоп где Iмакс-ток линии в рабочем режиме, А Iдоп-длительно-допустимый ток на провод АС, А В1 Кз.л.=120,1/265=0,45 ∆Wл.год= 2*125*8,2*0,452*3500=1452937,5 кВт*ч В2 Кз.л.=38,2/265=0,14 ∆Wл.год= 2*125*8,2*0,142*3500=140630 кВт*ч 2.2.6.2 Приведённые потери активной энергии в трансформаторах. ∆Wтр.год=n(∆Рхх+Кэ(Iхх*Sн)/100)Т+n*Kз.т.2(∆Ркз+Кэ(Uкз*Sн)/100)τ, кВт*ч где ∆Рхх, ∆Ркз, Iхх, Uкз- каталожные данные трансформатора; Кэ-экономический эквивалент реактивной мощности; Т-действительное время работы трансформатора в год, ч; Кз.т.-коэффициент загрузки трансформатора; Кз.т.=Sмакс/n*Sн где n-число работающих трансформаторов; В1 Кз.т.=7282,60/2*6300=0,229 ∆Wтр.год=2(8+0,04(0,6*6300)/100)*8760+2*0,2292*(46,5+0,004(7,5*6300)/100)*3500=190657 кВт*ч В2 Кз.т.=7282,60/2*6300=22940190 ∆Wтр.год=2(11+0,04(1*6300)/100)*8760+2*0,2292*(44+0,04(10,5*6300)/100)*3500=262735 кВт*ч 2.2.6.3 Стоимость потерь активной энергии. Сn=Co(∆Wл+∆Wтр), руб В1 Сn=0,95(1452937,5+190657)=1561414 руб В2 Сn=0,95 (140630+262735)=383196 руб 2.2.6.4 Амортизационные отчисления. Са=Кл*Рл/100+Ктр*Ртр/100+Кв*Рв/100, руб где Рл, Ртр, Рв - амортизационные отчисления на линии, трансформаторы, выключатели, % В1 Са= 87740*3,5/100+17100*6,3/100+29100*6,3/100=5981,5 руб В2 Са= 110700*3,5/100+57400*6,3/100+180000*6,3/100=18830,7 руб 2.2.6.5 Отчисления на обслуживание оборудования. Сэп= Кл*Рл/100+Ктр*Ртр/100+Кв*Рв/100, руб где Рл, Ртр, Рв – отчисления на текущий ремонт и обслуживание; В1 Сэп=87740*0,5/100+17100*1/100+29100*1/100=900,7 руб В2 Сэп=110700*0,5/100+57400*1/100+180000*1/100=2927,5руб 2.2.6.6 Общие эксплутационные расходы Сэ=Сп+Са+Сэп, руб В1 Сэ=156144+5981,5+900,7=163026,2 руб В2 Сэ=383196+18830,7+2927,5=404954,2 руб 2.2.6.7 Определяем общие затраты при нормативном коэффициенте эффективности капиталовложения. З=Сэ+0,15*К, руб где К-капитальные затраты; В1 З=163026,2+0,15*(17100+29100+87740)=183117,2 руб В2 З=404954,2+0,15*(57400+180000+110700)=457169,2 руб Из таблицы видно, что все показатели второго варианта ниже, следовательно, рациональным напряжением ввода для данных условий будет ввод 110/6 2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов. а) С учётом категории потребителей намечаем подстанцию с двумя трансформаторами. Данные сводим в таблицу Таблица 4-Свободная таблица для сравнения вариантов.
б) По номограмме ([2], рис. 7-5), при Кз.г=0,56 и n=8 ч, определяем коэффициент дополнительной систематической перегрузки трансформаторов Кд.п=1,15 Намечаем два возможных варианта мощности трансформаторов. Вариант 1- два трансформатора мощностью по 10 МВА. В нормальном режиме трансформаторы будут работать с неполной нагрузкой. Коэффициент загрузки в часы максимума Кз.т.=Sмакс/2*Sн Кз.т.=7282,60/(2*10000)=0,364 Допустимая перегрузка в послеаварийный период составит 1,4*10=14МВА>0,25*7282,60=1820,6 МВА, что приемлемо. Вариант 2- два трансформатора мощностью по 6,3 МВА. В нормальном режиме трансформаторы будут работать с недогрузкой. Коэффициент загрузки в часы максимума Кз.т.= Sмакс/2*Sн Кз.т=7282,60/(2*6300)0,229 Допустимая перегрузка в послеаварийный период составит 1,4*16=22,4 МВА>0,4*6,3=2,52 МВА, что приемлемо. Каталожные данные заносим в таблицу 5. Таблица 5-Каталожные данные трансформаторов.
2.3.1 Определяем капитальные затраты. В1=2*36500=73000 руб В2=2*28700=57400 руб 2.3.2 Определяем стоимость потерь электрической энергии. Сп=Со*n(∆Рхх+Кэ(Iхх*Sн)/100)Т+Со*n*Kз.т.2(∆Ркз+Кэ(Uкз*Sн)/100)τ, руб В1Сп=0,95*2(15+0,04(0,75*10000)/100)8760+0,95*2*0,3642(58+0,04(10,5*10000)/100)*3500= 387701руб В2Сп=0,95*2(11+0,04(1*6300)/100)8760+0,95*2*0,2292(44+0,04(10,5*6300)/ 100)*3500= 249598руб 2.3.3 Определяем амортизационные отчисления. Са=0,063*К,руб где 0,063-амортизационные отчисления на оборудование подстанции 6,3% В1 Са=0,063*73000=4599руб В2 Са=0,063*57400=3960,6руб 2.3.4 Определяем общие эксплуатационные расходы. Сэ=Сп+Са, руб В1 Сэ= 387701+4599=392300руб В2 Сэ=249598+3960,6= 253558руб Данные расчётов сводим в таблицу Таблица 6- Свободная таблица для сравнения вариантов.
При разнице эксплуатационных расходов по вариантам 138742 Первый вариант с установкой двух трансформаторов по 6,3 МВА является наиболее рациональным. В послеаварийном режиме один трансформатор может взять нагрузку 1,4*16=22,4 МВА. Потребители 1 категории составляют 0,4*6,3=2,52 МВА. Потребители 2 и 3 категории допускают перерыв в питании на время, необходимое для восстановления нормального режима электроснабжения. Принимаются к установке два трансформатора мощностью по 6,3МВА. 2.4 Расчёт токов короткого замыкания. Составляем расчётную схему и схему замещения. Линии и трансформаторы работают отдельно.  )  Sк=1050МВА б)К 110 кВ К 1/0,095 2 L=8,2 км Х0=0,45 К1 110 кВ К2 1/0,027 Sн1=Sн2=6,3 МВА 3 Uк=10,5% К3 1/1,6 К2 6 кВ Рисунок 2-а) расчётное схема; б) схема замещения для расчётов тока короткого замыкания. Принимаем: Sб=100 МВА; Uб1=115 кВ; Uб2=6,3 кВ. 2.4.1 Определяем базисные токи. Iб1=Sб/√3*Uб1, кА где S-базисная мощность, МВА. Uб1-базисное напряжение, кВ. Iб1= 100/(√3*115)=0,50 кА кА. Iб2= 100/√3*6,3=9,16 кА кА. 2.4.2 Определяем относительные базисные сопротивления элементов схемы: а) системы Хб1=Sб/Sк где Sк-мощность короткого замыкания на шинах вторичного напряжения питающей подстанции, МВА Хб1=100/1050=0,095 б) линии Хб2=Х0*L*Sб/Uб12 где Х0-сопротивление 1км линии, Ом/км. Хб2= (0,45*8,2*100)/1152=0,027 в) трансформаторы Хб3=(Uк/100)*(Sб/Sн1) Хб3=(10,5/100)*(100/6,3)=1,6 2.4.3 Определяем результирующее сопротивление. Хб.рэ.зк1= Хб1+Хб2 =0,12 Хб.рэ.зк1= 0,095+0,027=0,12 Хб.рэ.зк2= Хб.рэ.зк1+ Хб3 Хб.рэ.зк2= 0,12+ 1,6=1,72 2.4.4 Определяем ток и мощность короткого замыкания. а) для точки К1 Iп=Iкз=Iб1/ Хб.рэ.зк1, кА Iп=Iкз=0,50/ 0,12=4,16кА Jy=2.55* Iп, кА Jy=2.55* 4,16=10,608кА Sк=√3*U*Iп, МВА Sк=√3*115*4,16=828,6МВА б) для точки К2 Iп=Iкз=Iб1/ Хб.рэ.зк2, кА Iп=Iкз=9,16/ 1,72=5,32кА Jy=2.55* Iп, кА Jy=2.55* 5,32=13,5кА Sк=√3*U*Iп, МВА Sк=√3*6,3*13,5=147,3МВА Данные расчётов заносим в таблицу Таблица 7-Свободная таблица расчётов токов короткого замыкания.
2.5 Расчёт и выбор питающих линий. 2.5.1 Выбираем провод марки АС. Определяем ток в нормальном режиме при максимальной нагрузке. Iрас= Sмакс/2*√3*Uн, А Iрас= 7282,60/2*√3*110=693760 А 2.5.2 Определяем наивыгоднейшее сечение. Sэк= Iрас/ Jэ, мм2 Sэк=693760/ 1= 693760 мм2 Выбираем провод марки АС-70 Условию нагрева длительным током провод АС-70 удовлетворяет, так как Iдоп=265А>2*693760 А. 2.5.3 Определяем продольную составляющую падения напряжения. ∆U1=PR+QX/Uн, В где Х=Хо*L-индуктивное сопротивление линии, Ом R=r0*L-активное сопротивление линии, Ом ∆U1=(6700*4,182+2854,16*3,69)/110= 350 В 2.5.4 Определяем поперечную составляющую падения напряжения. ∆U2= PR-QX/Uн, В ∆U2= (6700*4,182-2854,16*3,69)/110= 158 В 2.5.5 Определяем падение напряжения. ∆U=√∆U12+∆U22, В ∆U=√3502+1582= 384 В что составляет (384*100)/110000=0,3% 2.6 Выбор оборудования. Выбор оборудования на стороне первичного напряжения. Таблица 8-Выбор оборудования на стороне первичного напряжения 110 кВ
Расшифровка оборудования РНД(3)-110/630 Т1 Р- разъединитель; Н - наружной установки Д- двухколонковый З- наличие заземлителей; в данном случае 1 110-номинальное напряжение. 630-номинальный ток. Т- в тропическом исполнении 1 - на открытом воздухе. ВВШ-110-31,5/2000 В- Выключатель В воздушный Ш- шунтирующий резистор 110-номинальное напряжение 31,5-номинальный ток отключения 2000-номинальный ток. РВС-110 Р- разрядник В- вентильный С- стационарный 110-номинальное напряжение. ТФЗМ-110Б-1У1 Т-трансформатор Ф- фарфоровый З- изоляция М- масленакопленный 110-номинальное напряжение Б-категория электрооборудования по длине шины. 1-номинальный вторичный ток У- в умеренном климате - на открытом воздухе Выбор оборудования на стороне вторичного напряжения. Таблица 9-Выбор оборудования на стороне вторичного напряжения 6кВ.
Расшифровка оборудования РВФ-6/1000 Р-Разъединитель В-Внутренний Ф-Фигурной 6-Номинальнное напряжение 1000-Номинальный ток ВМПЭ-10-1000-20У3 В-Выключатель М-Малообъёмный П-Подвесной Э-Электромагнитный 10-Номинальное напряжение 1000-Номинальный ток 20-Номинальный ток отключения У- в умеренном климате 3-для работы в закрытом помещение РВРД-6У1 Р-Разрядник В-Вентильный Р-Растягивающая Д-Дуга 6-Номинальное напряжение У- в умеренном климате 1- на открытом воздухе ТОЛ-10Т3 Т-Трансформатор О-Опорный Л- Литый 10- Номинальное напряжение Т- в тропическом исполнении 3- в закрытых помещениях 2.7Выбор шин. 2.7.1 Определяем расчётный ток при максимальной нагрузке в послеаварийном режиме (действие АВР при отключении одного из трансформаторов). Iрас=Sмакс/√3*Uн, А Iрас=7282,60/√3*6= 700 А  АВР К 6 кВ Рисунок 3-схема выбора шин. 2.7.2 Пользуясь (7, стр 343) выбираем алюминиевые шины АТ с размером 120х10 сечением 1200 мм2 и с допускаемым током 2070 А. Полоса установлена на ребро (рис 4). Расстояние между опорными изоляторами (пролёт) принимаем: L=1000. Расстояние между фазами: а=350. b  h а а Рисунок 4-Расположение полос на изоляторах. 2.7.3 Проверяем шины на динамическую устойчивость к действию токов короткого замыкания. а) Усилие, действующее между фазами, при трёхфазном коротком замыкании. F=176*jy2*L/a*10-1, Н F=176*13,52*(1000/350)*10-1=916 Н б) Определяем механическое напряжение в шинах. σрас= F*L/10*W, МПа где W-момент сопротивления шин. W=0.17*b2*h, см3 W=0.17*12*12=2,04 см3 σрас= 916*1/10*2,04= 44МПа Шины сечением 120 х10 удовлетворяют условию динамической устойчивости, так как σрас=44 МПа< σдоп=65 МПа. 2.7.4 Проверяем шины на термическую устойчивость при протекании по ним тока короткого замыкания. а) Для этого определяем значение Ак при коротком замыкании. Ак=Ан+(Iкз/S)2*tп, А2*см/мм2 где tп- приведённое время действия короткого замыкания, с. S- сечение шины, мм2 Ак=0,5*104+(9950/1200)2*1=0,5*104 А2*см/мм2 По кривой определяем температуру τк=800С. Выбранные шины удовлетворяют условию термической устойчивости, так как τк=800С<τдоп=2000С. Литература 1.Правила устройства электроустановок. "Энергия" 2014-2015. 2.Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под общей редакцией АА. Федорова и Г.В. Сербиновского. Книга первая. - Проектно-расчетные ведения "Энергия". 3.Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под общей редакцией А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. Книга вторая. Проектно-расчетные ведения "Энергия", 2014. 4.Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередач и сетей. Под редакцией Я.М. Большама и В.И. Круповича, М.Л. Самовера. Изд-е 2-е,"Энергия", 2015. 5. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Под редакцией Б.Н. Неклепаева. Изд-е 2-е,"Энергия", 2014. 6.Доротеев К.И. Новые комплектные распределительные устройства напряжением до 35 кВ. "Энергия", 2014. 7.Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. "Высшая школа" , 2015. 8.Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций. "Энергия", 2015. 9. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. Под редакцией А.А. Федорова. "Энергия", 2014. 10.Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация. Под редакцией А.А. Федорова. "Энергия", 2014.   Лист Изм. Лист. № докум. Подп. Дата | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
=100
дин= 100кА