-       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.

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  Для воздушной линии 110 кВ расстояние в свету между проводами берётся 100 мм. Тогда среднее геометрическое расстояние

мм

Условие проверки: 1.07·E 1.07·21.40.9·32.5 22.929.3

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  X0=0.35

Падение напряжения в нормальном режиме:

В

Переведём полученное падение напряжения в проценты:

В нормальном режиме по потерям напряжения линия удовлетворяет условию  0.025

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

В

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.

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