Учебная работа. Проектирование подстанции «1 водоподъем» ОАО «Уральская Сталь»

Учебная работа. Проектирование подстанции «1 водоподъем» ОАО «Уральская Сталь»

Введение

Комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, созданный для производства ил и преобразования, передачи, распределения либо употребления электронной энергии, именуется электроустановкой.

Электроэнергия, вырабатываемая на электростанции, поступает на электронные подстанции, на которых происходит преобразование электроэнергии по напряжению, частоте либо роду тока.

Электронные подстанции — это электроустановки, созданные для распределения электроэнергии (распределительные подстанции), преобразования электроэнергии 1-го напряжения в энергию другого напряжения при помощи трансформаторов (трансформаторные подстанции). По способу присоединения к сети подстанции делят на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые.

Основная схема электронных соединений подстанции является тем главным элементом, который описывает все характеристики, индивидуальности и техно характеристику подстанции в целом. При выбирании главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор характеристик оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, также принципное решение вопросцев защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Крайние вопросцы в свою очередь оказывают конкретное воздействие на наличие либо отсутствие эксплуатационного и ремонтного персонала на подстанции.

Главными требованиями, которыми обязана удовлетворять основная схема электронных соединений подстанции являются: надежность электроснабжения, экономичность, сохранение стойкости электропередачи.

В истинной работе рассматриваются последующие способности усиления надёжности схемы электроснабжения:

1) отказ от масляных выключателей;

1) установка вакуумных выключателей на стороне 10 кВ;
2) установка вакуумных выключателей на стороне 35 кВ;
3) подмена разрядников, на наиболее современные, ограничители перенапряжения нелинейные.
Одним из объектов электроэнергетической системы является подстанция «1 водоподъем». Она производит питание потребителей I категорий и потому обязана соответствовать всем требованиям надежности.
В силу того, что на подстанции «1 водоподъем» употребляется устаревшее на физическом уровне и морально оборудование, которое может привести к отказу и потере питания ответственных потребителей, оно просит подмены на наиболее совершенное и новое.
Задачей модернизации подстанции является разработка с учётом новейших достижений науки и техники средств эксплуатации и управления, при которых обеспечивается лучшая надёжность снабжения пользователя электронной энергией в нужных размерах требуемого свойства с меньшими затратами.
1. Постановка задачки проектирования
1.1 Короткая черта главных электроприемников подстанции

При проектировании системы электроснабжения нужно учесть характеристику главных электроприемников: режим работы, мощность, напряжение, род тока и требуемую степень надежности питания электроприемников.

По случае врубаются в работу дренажные насосы).

Помещения насосных станций пожаро- и взрывобезопасны, потому что в их отсутствуют пажаро- и взрывоопасные вещества либо консистенции газов.

Главным технологическим оборудованием насосных станций являются насосные установки. Наибольшее применение в качестве насосных установок получили центробежные насосы.

Центробежные насосы почти всегда производятся быстроходными, что дозволяет конкретно соединять их с электродвигателями. Они допускают запуск при закрытой задвижке либо в холостую при пусковом моменте мотора, равном 0,2 ? 0,3 от номинального момента. Если в период работы трубопровод будет закрыт, то это не создаст небезопасного напора, потому что мощность при всем этом составит около 40 % от номинальной.

В истинное время на насосной станции эксплуатируются насосные установки 14-Д-6 с асинхронными электродвигателями напряжением 6 кВ и производительностью 1250 м3/ч, с расчетной высотой подъема H = 125 м, с частотой вращения ротора n = 1480 о/мин. КПД насоса составляет = 70 % .

Электродвигатели насосной станции работают в длительном режиме, также краткосрочном и повторно-кратковременном режимах с постоянной перегрузкой зависимо от предназначения насосов. Питание электродвигателей насосов делается на переменном токе частотой 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ) и напряжением 6 кВ.

электронные осветительные приборы представляют собой однофазную нагрузку. нрав перегрузки равномерный, без толчков, но ее года.

Приводом электрозадвижек являются трехфазные асинхронные движки. Режим работы краткосрочный. Напряжение питания 380 В, частота 50 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ).

Перерыв в электроснабжении насосов недопустим, потому что это может повлечь за собой нарушение технологического процесса, также привести к размораживанию трубопроводов в зимнее время. Потому по бесперебойности питания насосные агрегаты должны быть отнесены к пользователям первой группы.

Освещение насосной станции и электронные задвижки также являются электроприемниками первой группы. Все другие электроприемники относятся ко 2-ой группы.

1.2 Черта имеющейся схемы электронных соединений подстанции

Подстанция «1 водоподъем» напряжением 35/6 кВ создана для электроснабжения потребителей насосной станции. Существующая схема электроснабжения подстанции «1 водоподъема» запитана с ОРУ 35 кВ ТЭЦ ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Уральская Сталь».

На ОРУ 35 кВ установлены два трансформатора, мощностью 6,3 МВА любой, типа ТМ-6300/35 без регулирования напряжения под перегрузкой. ОРУ — 35 кВ выполнено по схема — одиночная секционированная система сборных шин. Подключение всякого присоединения (трансформатора, полосы) к сборным шинам делается через выключатели и шинные разъединители.

Секционирование сборных шин 35 кВ при помощи секционного выключателя (СВ) производится таковым образом, чтоб любая секция имела источники питания (трансформаторы) и подобающую нагрузку. Присоединения распределены меж секциями так, чтоб при выходе из строя одной из секций сборных шин ответственные пользователи продолжали получать питание от секции, оставшейся в работе.

В цепи линий 35 кВ установлены аппараты, нужные для оперативных включений и отключений линий, для их отключений при лишних перегрузках и маленьких замыканиях, также для отсоединения аппаратов линий от сборных шин либо от сети при их ремонтах. Силовые выключатели рассчитаны на отключение рабочих токов и токов недлинного замыкания. На стороне 35 кВ установлены масляные выключатели типа С — 35 М — 630, на стороне 6 кВ — типа ВМГ-133.

Для производства оперативных переключений на ОРУ 35 кВ установлены шинные и линейные разъединители типа РЛНД — 35. Разъединители используются для снятия напряжения с цепи при отключенной перегрузке. Для предупреждения аварий меж силовыми выключателями и разъединителями данной цепи предусматривается механическая и электромагнитная блокировка, недопускающая отключение разъединителя при включенном выключателе.

Для обеспечения измерения токов и напряжений в электроустановках высочайшего напряжения используют трансформаторы тока и трансформаторы напряжения. На стороне 35 кВ установлены трансформаторы напряжения типа ЗНОМ — 35 и трансформаторы тока типа ТШЛ-35, на стороне 6 кВ — трансформаторы напряжения типа НТМИ-10 и трансформаторы тока типа ТОЛ-10.

Питание I секции шин 6 кВ осуществляется от трансформатора 1Т, II секции шин — от трансформатора 2Т. Параллельная работа трансформаторов 1Т и 2Т на напряжениях 6-10 кВ, допускается краткосрочно (не наиболее 10 минут) при производстве переключений по переводу перегрузки с 1-го трансформатора на иной.

К сборным шинам 35 кВ подстанции «1 водоподъем» подключены трансформаторы собственных нужд мощностью 100 кВА, от которых запитан щит 0,4 кВ. Напряжение собственных нужд 220В/127 В с изолированной нейтралью.

КРУ-6 кВ подстанции «1 водоподъем» выполнено по схеме «Одиночная секционированная выключателем система шин». Сборные шины присоединяются к силовому трансформатору через выключатель ввода 10 кВ ВК-10. В целях ограничения токов недлинного замыкания применяется раздельная работа секций. В схеме предусмотрен секционный выключатель с устройством автоматического включения резерва (АВР). В КРУ-6 кВ установлены ячейки типа K-272 и КСО-256. Не считая АД насосов 6 кВ от сборных шин 6 В запитана ТП 6/0,4 кВ, для питания потребителей 0,4 кВ.

За время эксплуатации всё электротехническое оборудование фактически выработало собственный ресурс. Потому нужна Модернизация работающей подстанции, целью которой является подмена устаревшего оборудования и автоматики на наиболее новое и современное, также поменять схему электронных соединений подстанции.

Существующая схема электроснабжения подстанции «1 водоподъем» представлена на рисунке 1.1.

1.3 Главные направления модернизации электрооборудования подстанции

Модернизация — это изменение, усовершенствование, отвечающее современным требованиям. С течением времени оборудование, составные его части, а означает и часть электронной системы подвергается как техническому, так и моральному старению. Потому модернизацию оборудования нужно создавать через 5-7 лет.

Набросок 1.1 — Существующая схема электроснабжения подстанции «1 водоподъем»

Рассматриваемая подстанция «1 водоподъем» была построена наиболее чем 20 лет вспять. По имеющимся нормам и требованиям на то время оборудование и запасные части к нему были рассчитаны на долгий срок службы (до 10-15 лет, а трансформаторы — до 30 лет). В течение этого времени завод-производитель гарантировал нормальную работу оборудования. Развитие науки в области техники во 2-ой половине ХХ века было неспешным. Потому даже если изделие производило себя на техническом уровне, то морально оно оставалось новеньким.

Обеспечение надежной работы электростанций, подстанций и систем электроснабжения промышленных компаний в значимой степени определяется неотказной работой выключателей высочайшего напряжения.

Выключатели — главные коммутационные аппараты в электронных установках и служат для включения и отключения токовых цепей. индивидуальностью выключателей будет то, что они должны накрепко делать свои функции, находясь как во включенном, так и в отключенном состоянии, также сразу быть повсевременно готовыми к моментальному выполнению коммутационных операций в всех режимах работы, включая аварийные ситуации.

В истинное время произошел высококачественный скачок в технологии выпускаемых высоковольтных коммутационных аппаратов — на замену масляным и воздушным выключателям пришли аппараты с внедрением в качестве изоляционной и дугогасительной среды вакуума либо элегаза.

Развитие вакуумных выключателей соединено с тем, что вакуум является безупречной изоляционной средой, потому что ионизация молекул газа методом соударения с ними электронов очень мала, а означает, фактически исключено лавинообразное нарастание количества заряженных частиц из-за очень низкой плотности газа. Потому электронная крепкость изоляционного межконтактного промежутка в вакууме существенно выше, а длина дуги существенно меньше, чем в масляных, элегазовых и воздушных выключателях. Это дозволяет значительно понизить габариты дугогасительной камеры вакуумного выключателя.

Разработанные ВВ (то есть внутренние войска) на напряжение 10 и 35 кВ употребляются на подстанциях распределительных сетей, также в разных отраслях индустрии. В качестве отличительных плюсов вакуумных выключателей, обеспечивающих им достоинства перед иными типами выключателей на средний класс напряжений, можно отметить последующее:

1) Высочайшая надежность.

К показателям надежности частей схем электронных соединений относят частоту отказов, время восстановления, частоту и продолжительность серьезного и текущего ремонтов.

При иных равных критериях, другими словами, если даже принять в расчет, что частота отказов и время восстановления опосля трагедии равны для вакуумных и обычных выключателей, то частота и продолжительность ремонта крайних, непременно, выше.

к примеру, для маломасляного выключателя ВК-10, масло нужно поменять опосля 10 операций отключения тока 20 кВ. Опосля совершения выключателем 2000 циклов операций включения и отключения, нужно проводить техническое сервис привода. Опосля совершения выключателем 3000 циклов операций включения-отключения (ВО) нужно проводить серьезный ремонт. А средний ремонт выключателя должен выполняться не пореже 1-го раза в 4 года.

Вакуумные выключатели являются фактически необслуживаемыми. осмотр и повторяющиеся проверки ВВ (то есть внутренние войска) рекомендуется проводить один раз в 3-5 лет. Во время этих проверок нужно провести высоковольтные тесты вакуумной дугогасительной камеры и изоляции выключателя, также проверить переходное сопротивление контактов.

2) Низкие эксплуатационные Издержки.

Этот пункт впрямую вытекает из предшествующего. Низкие эксплуатационные Издержки определяются отсутствием необходимости содержания масляного и компрессорного хозяйств, не считая того вакуумная дугогасительная камера (ВДК) не просит пополнения дугогасящей среды. Высочайшая коммутационная износостойкость дозволяет существенно уменьшить расходы по обслуживанию ВВ (то есть внутренние войска), также перерывы в электроснабжении, связанные с выполнением регламентных работ.

3) Высочайший коммутационный и механический ресурс.

Число отключений номинальных токов, допускаемое без ревизий и ремонта ВДК, добивается 50 тыщ, а номинальных токов отключения (токов недлинного замыкания) — от 20 до 200 зависимо от типа ВДК и значения тока. Как уже было ранее отмечено, при эксплуатации маломасляных выключателей нужно создавать ревизию опосля 1000-2000 отключений номинального тока либо 3-12 отключений номинального тока отключения.

Высочайший механический ресурс ВВ (то есть внутренние войска) обоснован сначала тем, что ход контактов ВДК составляет от 6 до 10 мм на напряжения 6-10 кВ. Для масляных и электромагнитных выключателей на эти же напряжения ход контактов добивается 100-200 мм, а, как следует, применяется наиболее непростая система привода, требующая огромных издержек энергии на включение и отключение выключателя, что приводит к необходимости неизменного ухода и проверок состояния деталей привода, что также увеличивает эксплуатационные расходы на содержание выключателя. Высочайший коммутационный и механический ресурс разрешают использовать ВВ (то есть внутренние войска) в схемах с частыми коммутационными: для трансформаторов сталеплавильных печей; для коммутаций насосов, компрессоров и т.д.

4) Сохранность эксплуатации и экологичность.

Для ВВ (то есть внутренние войска) свойственны малая энергия привода, малые динамические перегрузки и отсутствие выброса газов, масла. Масса и габариты ВВ (то есть внутренние войска) существенно ниже массы и габаритов обычных выключателей при схожих номинальных параметрах тока и напряжения. Все это обеспечивает бесшумность работы и предутверждает загрязнение окружающей среды.

Герметичное выполнение ВДК и отсутствие среды, поддерживающей горение, обеспечивает высшую пожаро- и взрывобезопасность и возможность работы в брутальных средах.

Благодаря своим преимуществам вакуумные выключатели все обширнее используются как при строительстве новейших комплектных распределительных устройств, так и для подмены морально и на физическом уровне устаревших обычных выключателей при реконструкции комплектных распределительных устройств, находящихся в эксплуатации.

Если брать в рассмотрение наиболее высшую стоимость вакуумных выключателей, то в истинное время психология (наука, изучающая недоступные для внешнего наблюдения структуры и процессы, с целью объяснить на данный момент можно выделить три главные позиции в коммутационном оборудовании 6-10 кВ:

— дешевенькие и ненадежные классические российские выключатели;

— дорогие и надежные вакуумные и элегазовые завезенные из других стран выключатели;

-.надежные российские вакуумные выключатели, по цены, превосходящие классические, но уступающие в стоимости западным образчикам;

неувязка определения сработанного ресурса выключателей зависимо от критерий и режимов эксплуатации также очень животрепещуща. Собранные статистические данные в системах электроснабжения разных энергообъектов о количестве коммутаций, выполненных выключателями за срок службы, разрешают утверждать, что ресурсные свойства вакуумных выключателей значительно выше настоящего количества коммутаций, осуществляемых на электростанциях и подстанциях.

Стратегически правильным вариантом решения задачи обеспечения надежности коммутационных аппаратов напряжением 6-35 кВ является полномасштабное всеохватывающее техническое перевооружение, основанное на современных разработках, внедрении высоконадежных вакуумных выключателей новейшего поколения, действенного формирования для этого источников финансирования и использования вкладывательных средств. При всем этом выключатели должны применяться не много обслуживаемые, и по способности, не требующие проведения всех плановых ремонтов в протяжении всего срока эксплуатации. Современные вакуумные выключатели разрешают обеспечивать надежную и неопасную коммутацию цепей в системах электроснабжения потребителей.

Модернизация подстанции в критериях работающего производства, которое не дозволяет вывести объект из системы энергоснабжения компании — неувязка, которая встает перед главными энергетиками в связи с высочайшей изношенностью электротехнического оборудования. Не считая того, полная подмена электротехнической части просит больших средств, что приводит к значимым затратам на строительно-монтажные работы по переделке строительной части под габариты новейшей подстанции и часто соединено с перекладкой кабельных вводов. Все это при том, что срок службы самого строения подстанции, ячеек (фактически корпусов шифанеров РУ) (либо кирпичных стенок) в каких размещена коммутационная аппаратура фактически не ограничен.

осознание, что задачи подстанций лежат в работе коммутационной аппаратуры и при всем этом нет необходимости получать, монтировать всю подстанцию полностью и привела к появлению технологии «Подмены коммутационного оборудования при условии работающей подстанции»: подмена выработавших собственный ресурс масляных выключателя всех модификаций 6/10 кВ (ВПМ-10, ВМГ-133) на элегазовые, вакуумные выключатели ведущих глобальных производителей с одновременной установкой новейших блоков микропроцессорных защит по выбору компании (Sepam, Орион, УЗА, Spac).

Таковая реконструкция может выполняться по текущему графику, с отключением ячеек попеременно, что дозволяет создавать работы не во вред основному производству, а стоимость таковых работ на 60 % ниже издержек на приобретение, установка всей подстанции.

Достоинства:

— не нужно делать проект реконструкции;

-.отсутствие утрат производства при реконструкции, нет прямого воздействия на главный технологический цикл;

— отсутствие строительно-монтажных работ;

— отказ от маслохозяйства;

-.понижение аварийности электрооборудования вследствие монтажа новейшего не выработавшего собственный ресурс оборудования;

работы производятся существенно резвее чем стройку, установка, ввод в эксплуатацию новейшей подстанции.

2. Расчет электронных нагрузок

2.1 Расчет электронных нагрузок подстанции

электронные перегрузки промышленных компаний определяют выбор всех частей системы электроснабжения: линий электропередачи, районных трансформаторных подстанций, питательных и распределительных сетей. Потому правильное определение электронных нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации электронных сетей.

Расчет электронных нагрузок электроприемников подстанции до и выше 1 кВ произведем способом упорядоченных диаграмм с применением коэффициента расчетной перегрузки.

порядок наполнения таблицы 2.1.

В графу 1 записываются наименования групп электроприемников схожего режима работы (с схожими значениями kи и ), также узлы питания.

В графу 2 записывается количество электроприемников n для групп и узлов питания.

В графу 3 — номинальная мощность электроприемника Рном1, кВт. Номинальная (установленная) мощность 1-го ЭП — мощность, обозначенная на заводской табличке либо в его паспорте. Все ЭП группируются построчно по соответствующим категориям (kи и ), независимо от мощности ЭП, а в графе 3 указываются наибольшая и малая мощности ЭП данной соответствующей группы.

Для кранов указывается не номинальная мощность, а паспортная. Тогда номинальная мощность кран-балки Рном.кр, кВт рассчитывается через формулу приведения к ПВ = 100 %

Рном = Рпасп·, (2.1)

где Рпасп — паспортная полная номинальная мощность, кВА;

ПВ — паспортное

В графу 4 записывается групповая номинальная (установленная) активная мощность ?Рном, кВт — сумма номинальных активных мощностей группы ЭП.

В графу 5 записывается модуль сборки m, который для узла питания определяют по формуле

m = (pном. max/рном.min) > 3 либо < 3. (2.2)

В графы 9 и 10 для групп приемников и узла питания записывается средняя мощность. Средняя активная (либо реактивная) мощность — наибольшее вероятное

Мощность за одну смену Рсм, кВт, Qсм, квар определяется по формулам

Рсм = kи•?Рном, (2.3)

где kи — коэффициент использования — это отношение средней активной мощности отдельного ЭП либо группы ЭП за более загруженную смену к ее номинальному значению.

Qсм = tg ?•Pсм. (2.4)

В графы 6 и 8 записываются для узла питания средневзвешенные значения коэффициента использования kи св и коэффициента мощности tg ?св., которые определяют по формулам

kи св = ?Рсм/ ?Рном. (2.5)

tg ?св. = ?Qсм/ ?Рсм. (2.6)

Действенное число электроприемников nэф — это такое число однородных по режиму работы электроприемников схожей мощности, которое дает то же работы. В согласовании с практикой проектирования систем электроснабжения установлено, что:

а) при m > 3 и kи ? 0,2 действенное число электроприемников nэф

. (2.7)

Отысканное по обозначенным выражениям случае, когда nэф > n, следует принимать nэф = n.

б) при m < 3 и kи ? 0,2 действенное число электроприемников nэф = n.

Расчетная активная Рр и реактивная Qр мощность — это мощность, соответственная таковой постоянной токовой перегрузке Ip, которая эквивалентна фактической изменяющейся во времени перегрузке по большему вероятному термическому действию на элемент системы электроснабжения.

В графы 12, 13, 14, 15 записывается расчетная перегрузка для узлов питания, определяемая по последующим формулам

— активная расчетная мощность Рр, кВт

Рр = kр•Рсм, (2.8)

где kр — коэффициент расчетной перегрузки. Коэффициент расчетной перегрузки kр определяют по справочным таблицам зависимо от действенного числа электроприемников и средневзвешенного коэффициента использования (по [2] на шинах 0,4 кВ цеховых подстанций).

реактивная расчетная мощность Qp, квар определяется зависимо от nэф

— при nэф ? 10 Qp = 1,1•Qсм. (2.9)

— при nэф > 10 Qp = Qcм.

полная расчетная мощность Sp, кВА

Sp = . (2.10)

Ip = (2.11)

Расчет электронных нагрузок высоковольтных приемников ведется в согласовании с порядком наполнения таблицы 2.1, не считая последующих пт:

1) не определяется m и nэф;

2) результирующая перегрузка 6 кВ определяется по формулам

— активная расчетная мощность Рр, кВт

Рр = kо•Рсм,(2.12)

где kо — коэффициент одновременности — это отношение расчетной мощности на шинах 6 кВ к сумме расчетных мощностей потребителей, присоединенных к шинам 6 кВ. Определяется заместо kр по [2] зависимо от числа присоединений (число присоединений равно числу высоковольтных приемников) и средневзвешенного коэффициента использования kи ср.взв.

— реактивная расчетная мощность Qp, квар

Qp = Ррtgср.взв.(2.13)

— полная расчетная мощность Sp, кА рассчитывается по формуле (2.10);

— расчетный ток Ip, А определяется по формуле (2.11).

При определении общей расчетной перегрузки по подстанции «1 водоподъем» суммируются значения граф (всего по 0,4 кВ и всего по 6 кВ) № 2, 4, 8, 9, 12, 13, 14 и 15. Результаты расчетов сведены в таблицу 2.1.

электроприемник подстанция трансформатор автоматика

3. Проектирование системы наружного электроснабжения

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции

Выбор числа трансформаторов на подстанции делается в согласовании с категориями электроприемников. Выбор мощности трансформаторов ГПП делается на основании расчетной перегрузки компании в обычном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности в послеаварийном режиме (при выключении 1-го трансформатора), для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора.

Принимается двухтрансформаторная подстанция.

Выбор мощности трансформаторов делается в согласовании с ГОСТ 14209-85. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанции должен быть на техническом уровне обоснованным, потому что он оказывает существенное воздействие на рациональное построение схемы электроснабжения.

Аспектами при выбирании трансформаторов являются:

— надёжность электроснабжения;

— расход цветного сплава;

— утраты мощности в трансформаторах;

-.сохранение гарантийного срока службы трансформатора (предусмотренного заводом изготовителем) при конфигурациях режимов, превосходящих их номинал.

Ниже делается расчёт выбора мощности трансформаторов двухтрансформаторной подстанции.

Расчетная мощность SПС, МВА по подстанции найдется как

, (3.1)

где Рр — активная мощность по подстанции, кВт (из таблицы 2.1);

Qэк1 — реактивная мощность, потребление которой подстанция не имеет права превысить в часы наибольших нагрузок, квар.

(3.2)

(3.3)

где tg?э.н — экономическое

tg Н — натуральный коэффициент реактивной мощности (из таблицы 2.1);

К1 — отношение максимума активной перегрузки пользователя в i-ом квартале к ее значению в квартале наибольшей перегрузки пользователя (для учебного проектирования К1 = 1).

(3.4)

где tg?б = 0,4 — базисный коэффициент реактивной мощности при наружном электроснабжении напряжением 35 кВ,

dmax — отношение употребления активной мощности пользователем в квартале наибольшей перегрузки энергосистемы к потреблению в квартале его наибольшей перегрузки (при курсовом и дипломном проектировании dmax =1),

к — коэффициент, учитывающий отличие цены электроэнергии в разных энергосистемах (для «Оренбургэнерго» к = 0,8).

QЭ1 = 2806,4·0,5 = 1403,2 квар

Дневной график перегрузки для подстанции «1 водоподъем» представлен на рисунке 3.1

Набросок 3.1 — Дневной график подстанции «1 водоподъем»

Определяем среднеквадратичную мощность дневного графика перегрузки Sср.кв., о.е. по выражению

(3.5)

где Si — ступень дневного графика перегрузки;

ti — продолжительность ступени дневного графика перегрузки.

Приобретенное

Среднеквадратическую мощность можно принять за приблизительную суммарную номинальную мощность трансформаторов подстанции. Определяем приблизительную мощность всякого трансформатора подстанции Sор., о.е.

(3.6)

где SПС — расчётная мощность подстанции, МВА;

n — число трансформаторов на подстанции.

Суммарная номинальная мощность трансформаторов подстанции Sнт?, о.е.

(3.7)

Определяем коэффициент исходной загрузки k1:

(3.8)

Определим среднеквадратичное

Проверим работу трансформаторов в аварийном режиме, т.е. когда работает один трансформатор. Определяем коэффициент аварийной перегрузки трансформатора Кав

(3.9)

Определяется эквивалентная зимняя температура tз = -13,4 0С для Оренбурга по [2]. При температурах t = — 20 0С и t = — 10 0С при h = 24 ч и К1 = 0,572 находятся два значения коэффициента аварийной перегрузки Кав.доп(-20) = 1,6 и Кав.доп(-10) = 1,53.

Допустимый коэффициент аварийной перегрузки К2доп.ав определяется по формуле

.(3.10)

Условие проверки на аварийную перегрузку

Кав.доп > Кав, (3.11)

Кав.доп = 1,534 < Кав = 1,33.

Как следует, трансформатор не будет перегружаться больше допустимого, и пользователи подстанции получат в аварийном режиме номинальную мощность.

совсем к установке на подстанции принимаются 2 трансформатора типа ТМН — 2500/35/6, паспортные данные которых занесены в таблицу 3.1.

Трансформаторы ТМН мощностью 2500 кВА служат для распределения и преобразования электронной энергии на разных объектах. Остывание данного типа силовых трансформаторов — ONAN — естественное масляное.

В трансформаторах ТМН-2500/35 есть возможность автоматического регулирования напряжения без отключения его от сети при помощи устройства РПН (Регулировки под Перегрузкой) типа РНТА 35/125 либо аналога. Имеется 9 (девять) ступеней регулирования напряжения ВН с спектром регулирования ±10% (±4х2,5%) от номинального. Переключение трансформатора ТМН-2500 на иной спектр делается автоматическом, или в ручном режимах.

Таблица 3.1 — Паспортные данные трансформатора ТМН — 2500/35

Тип трансформатора

Мощность тр-ра, МВ•А

Напряжение обмоток, кВ

Утраты, кВт

I0 %

Uкз %

Uвн

Uнн

Рх

Рк

ТМН

2,5

35,0

6,3

3,9

23,5

1,0

6,5

Утраты активной мощности в трансформаторах Рт, кВт

, (3.12)

где н — коэффициент загрузки трансформатора;

n — количество трансформаторов, шт.

?Рхх — активные утраты холостого хода, кВт;

?Ркз — активные утраты недлинного замыкания, кВт.

Коэффициент загрузки трансформатора в обычном режиме н равен

(3.13)

Рт = 2(3,9 + 0,63223,5) = 26,5 кВт.

Утраты реактивной мощности в трансформаторах Qт, квар

(3.14)

где Iхх — ток холостого хода, %;

Uкз — напряжение недлинного замыкания, %.

Активная мощность с учетом утрат мощности в трансформаторах Рпс, кВт

Рпс = Рр + Рт.(3.15)

Рпс = 2806,9 + 26,5 = 2833,4 кВт.

Реактивная мощность с учетом утрат мощности в трансформаторах Qпс, квар

Qпс = QЭ1 + Qт. (3.16)

Qпс = 1403,2 + 82,2 = 1485,4 квар.

Полная мощность подстанции Sпс, кВА

(3.17)

Определяем утраты электроэнергии в трансформаторе W, МВт·ч

Wт = nРх T + kз.2Рк/n, (3.18)

где ? — время больших утрат, час; Тг = 8760 ч — число часов в году.

(3.19)

3.2 Выбор схемы электронных соединений подстанции

Схему подстанции выбирают с учетом установленной мощности потребителей электроэнергии и группы их надежности, нрава электронных нагрузок и размещения их на генеральном плане компании, также производственных, архитектурно-строительных и эксплуатационных требований. В общем случае схема подстанции содержит в себе один либо несколько понизительных трансформаторов и РУ высшего, среднего и низшего напряжений.

При маленьком количестве присоединений на стороне 35 — 220 кВ используют облегченные схемы, в каких обычно отсутствуют сборные шины, число выключателей уменьшенное. В неких схемах выключателей высочайшего напряжения совершенно не предугадывают. Облегченные схемы разрешают уменьшить расход электрооборудования, строй материалов, понизить стоимость распределительного устройства, убыстрить его установка. Такие схемы получили наибольшее распространение на подстанциях.

В блочных схемах элементы электроустановки соединяются поочередно без поперечных связей с иными блоками. Трансформатор быть может соединен с линией как выключателем Q, как показано на рисунке 3.2, а, так и при помощи отделителей QR и короткозамыкателей QN, как показано на рисунке 3.2, б.

Мостиковая схема, представленная на рисунке 3.2, в, используются на стороне ВН ПС 35, 110 и 220 кВ при 4-х присоединениях (2ВЛ + 2Т) и необходимости воплощения секционирования сети. Схема употребляется основным образом на понижающих подстанциях. В схеме на рисунке 3.2, в, а выключатель Q3 в перемычке нормально отключен и включают его в случае вывода одной из линий в ремонт, также при автоматическом выключении полосы, если при всем этом нужно сохранить в работе оба трансформатора.

Набросок 3.2 — Облегченные схемы на стороне ВН: а) блок трансформатор — линия с выключателем ВН; б) два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой; в) мостик с выключателями, г) два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой.

Схемы соединений мостиком оснащаются автоматическими устройствами, действие которых в аварийных режимах восстанавливает питание потребителей.

Перемычка играет существенную роль как при переключениях на линиях и трансформаторах в процессе вывода их в ремонт, так и при автоматических отключениях оборудования и разработке послеаварийных режимов работы подстанций.

Схемы электронных соединений на стороне 6-10 кВ должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к основным схемам по надежности, способности проведения ремонта, оперативной гибкости, экономической необходимости, способности опробования и вывода в ремонт выключателей без нарушения работы присоединения. Различают два главных типа схем электронных соединений с UНН = 6 ? 10 кВ: схемы с одной системой сборных шин и схемы с двойной системой сборных шин.

Более обычный схемой электроустановок на стороне 10 кВ является схема с одной несекционированной системой сборных шин. Схема ординарна и наглядна. Источники питания и полосы 6-10 кВ присоединяются к сборным шинам при помощи выключателей и разъединителей на каждую цепь нужен один выключатель, который служит для отключения и включения данной цепи в обычных и аварийных режимах работы. Операции с разъединителями нужны лишь при выводе присоединения в целях обеспечения неопасного производства работ.

Схема с одной системой сборных шин дозволяет применять комплектные распределительные устройства (КРУ), что понижает стоимость монтажа, дозволяет обширно использовать механизацию и уменьшить время сооружения электроустановки.

При применении одной системы шин, секционированной выключателем, при трагедии на сборных шинах отключается лишь половина потребителей; 2-ая секция и все присоединения остаются в работе. Применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва (АВР), что дозволяет применять такую схему для потребителей хоть какой группы по надежности.

Плюсами схемы являются простота, наглядность, экономичность, довольно высочайшая надежность. Недочетом будет то, что при повреждении и следующем ремонте одной секции ответственные пользователи, нормально питающиеся с 2-ух секций, остаются без резерва, а пользователи, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта.

Схема электроснабжения с 2-мя системами сборных шин, в какой любой элемент присоединяется через развилку 2-ух шинных разъединителей, что дозволяет производить работу как на одной, так и на иной системе шин. Вероятен таковой режим работы данной схемы, когда обе системы шин находятся под напряжением и все присоединения распределяются меж ними умеренно (работа с фиксированным присоединением).

Проанализировав все плюсы и недочеты приведенных схем принимаем на стороне 35 кВ схему «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой», показанную на рисунке 3.2, г, на стороне 6 кВ — схему с одной секционированной системой шин с применением АВР, как наиболее надежную и ординарную в эксплуатации. Избранная схема электронный соединений подстанции«1 водоподъем» приведена на рисунке 3.3.

Различают обычный, ремонтный и аварийный режимы работы.

В обычном режиме питание осуществляется по двум независящим линиям, трансформаторы работают раздельно, секционный выключатель 6 кВ выключен.

При маленьком замыкании на полосы отключится выключатель Q1 и врубаются секционный выключатель Q5 для обеспечения бесперебойной работы потребителей присоединённых к шинам трансформатора Т1.

При маленьком замыкании за трансформатором средствами релейной защиты отключится выключатель Q4, срабатывает АВР, включая секционный выключатель Q5 на куцее замыкание, потом релейная защита отключает секционный выключатель Q5 и АВР больше не срабатывает.

Набросок 3.3 — Схема электронный соединений подстанции «1 водоподъем»

3.3 Расчет токов недлинного замыкания

Маленьким замыканием (КЗ) является всякое непредусмотренное нормальными критериями работы замыкание меж фазами, а в системах с заземленными нейтралями — также замыкание одной либо нескольких фаз на землю (либо на нулевой провод). Простым видом КЗ является трехфазное КЗ, другими словами одновременное замыкание всех фаз в одной точке. Оно является симметричным, так как при нем все фазы остаются в схожих критериях, как и в обычном режиме, только токи растут, а напряжения уменьшаются.

Зависимо от места появления недлинного замыкания общее сопротивление электронной системы миниатюризируется, что приводит к повышению токов в ее ветвях по сопоставлению с токами обычного режима. сразу уменьшаются напряжения отдельных точек системы, при этом в особенности существенно поблизости места КЗ.

Определение токов недлинного замыкания нужно для выбора электрооборудования и токоведущих частей, для расчета релейной защиты, для метода ограничения токов недлинного замыкания.

Все расчеты проводятся в относительных единицах, все величины сравниваются с базовыми, в качестве которых принимают базовую мощность Sб и базовые напряжения Uб.

Принимаются последующие базовые величины:

Sб = 100 МВА — базовая мощность;

Uб1= 37 кВ — среднее базовое напряжение на стороне ВН;

Uб2 = 6,3 кВ — среднее базовое напряжение на стороне НН.

Определяем базовый ток Iб, кА по формуле

(3.20)

Набросок 3.4 — Схема и схема замещения для расчета токов КЗ

Определяем сопротивления частей схемы, приведенные к базовым величинам.

Сопротивление системы хс* определяем по формуле

(3.21)

где Sкз — мощность недлинного замыкания на шинах источника питания, МВА.

Сопротивление воздушной полосы хвл* определяем по формуле

(3.22)

где х0 = 0,4 Ом/км — реактивное сопротивление воздушной полосы;

l — длина воздушной полосы, км.

Сопротивление трансформатора хт* определяем по формуле

(3.23)

где Uк — напряжение недлинного замыкания, %.

Результирующее сопротивление хрез1* для точки К1 равно

хрез1* = хс* + хл*. (3.24)

хрез1* = 1,2 + 0,196 = 1,396.

Результирующее сопротивление хрез2* для точки К2 равно

хрез2* = хс* + хл* + хт*. (3.25)

хрез2* = 1,2 + 0,196 + 2,6 = 3,996.

момент I?, кА рассчитывается по формуле

(3.26)

в точке К1

в точке К2

Ударный ток недлинного замыкания iу, кА рассчитывается по формуле

(3.27)

где Ку — ударный коэффициент, определяем по [3].

в точке К1

в точке К2

При расчете токов КЗ в точке К2 нужно учесть подпитку от высоковольтных электродвигателей, металлически связанных с местом КЗ, потому что опосля момента появления КЗ роторы движков не затормаживаются одномоментно, а продолжают по инерции вращаться и подпитывают пространство КЗ благодаря запасенному магнитному полю машинки.

Подпитку ударных токов КЗ принято учесть от синхронных и асинхронных электродвигателей, а подпитку токов КЗ через время t = 0,2 с — лишь от синхронных.

Ток подпитки от электродвигателей IАД, кА определяют по формуле

(3.28)

где ЕАД = 0,9 — ЭДС асинхронного мотора;

х?АД* — эквивалентное сопротивление АД.

Определим сопротивление асинхронных движков хад* по формуле

, (3.29)

где хd* = 0,2 — сверхпереходное продольное реактивное сопротивление АД;

Рн.д — активная мощность асинхронного мотора, МВт;

cos ном.д — номинальный коэффициент мощности АД.

Определим эквивалентное сопротивление асинхронных движков х?ад*

(3.30)

Определяем ток подпитки от электродвигателей IАД, кА по формуле (3.28)

Ударный ток подпитки от электродвигателей iуАД, кА в точке К2 найдем по формуле (3.27)

Суммарный ток К.З. в точке К-3 I’ К-2, кА равен

I’К-2 = IК-2 + IАД. (3.31)

I’К-2 = 2,297 + 0,725 = 3,02 кА.

Суммарный ударный ток К.З. в точке К-3 i’у К-2, кА равен

i’уК-2 = iуК-2 + iуАД.(3.32)

i’уК-2 = 4,44 + 1,4 = 5,84 кА.

Термический импульс недлинного замыкания к, кА2·с определяем по формуле

к = I?2(tотк + Та), (3.33)

где I? —

Та — неизменная времени затухания апериодической неизменной тока КЗ (Та вн = 0,02 с, Та нн = 0,05 с) [1];

tотк = tр.з + tс.в- полное время отключения, с.

tоткл = tр.з. + tсв, (3.34)

где tр.з- продолжительность деяния защиты (tр.з.вн = 0,1 с, tр.з.нн= 1,5 с — с учетом времени деяния очень токовой защиты);

tсв — собственное время отключения выключателя на подстанции (tс.в вн = 0,08 с, tс.в нн = 0,095 с).

в точке К1

tпр1 = 0,1 + 0,08 = 0,18 с.

к1 = 1,122(0,2 + 0,18) = 0,48 кА2с.

в точке К2

tпр1 = 1,5 + 0,095 = 1,595 с.

к2 = 3,022(0,5 + 1,595) = 19,11 кА2с.

3.4 Выбор и проверка токоведущих частей и оборудования 35 кВ

3.4.1 Выбор и проверка питающей полосы 35 кВ

Выбор выполняться по экономической плотности тока, с следующей проверкой сечения по условию нагрева в опосля аварийном режиме.

ток одной цепи , А определяем по формуле

(3.35)

где Uн — номинальное напряжение, кВ;

N — количество линий, шт.

Избираем сечение полосы по экономической плотности тока Fэ, мм2

, (3.36)

где ? — финансовая плотность тока А/мм2 по [2].

По обычному ряду сечений принимаем наиблежайшее изоляция из светостабилизированного сшитого целофана) с допустимым долгим током Iдл.доп = 220 А, поперечником 14,1 мм.

Достоинства СИП:

— провода защищены от схлестывания;

— на таковых проводах фактически не появляется гололед;

— исключено воровство проводов, потому что они не подлежат вторичной переработки;

— значительно уменьшены габариты полосы и соответственно требования к просеке для прокладки и в процессе использования;

— простота монтажных работ и соответственно уменьшения их сроков;

— высочайшая механическая крепкость проводов и соответственно невозможность их обрыва;

— пожаробезопасность, основанная на исключении КЗ при схлестывании;

— сравнимо маленькая стоимость полосы (приблизительно на 35 % дороже «нагих»). При всем этом происходит существенное сокращение эксплуатационных расходов (реальное сокращение доходит до 80 %).

Проверим линию в обычном режиме по условию

Iрл ? Iдл.доп, (3.37)

= 26,4 А < Iдл.доп = 220 А.

Определим ток послеаварийного режима Iав, А

Iав = 2·Iрл.(3.38)

Iав = 2·26,4 = 52,8 А.

Проверяем сечение по условию нагрева в опосля аварийном режиме по условию

Iав ? Iдл доп. (3.39)

Iав = 52,8 А < Iдл.доп = 220 А.

Проверка токоведущих частей на тепловую стойкость при КЗ делается по условию

Fmin F, (3.40)

где Fmin — малое сечение провода по тепловой стойкости, мм2;

F — выбранное сечение провода, мм2.

(3.41)

где к — термический импульс КЗ, кА2с (из пт 3.3);

С = 91 Ас1/2/мм2 — коэффициент, определяется по [1].

Fmin = 7,61 мм2 < F = 35 мм2.

Проверка избранного сечения на коронирование по условию

1,07Е 0,9Е0,(3.42)

где Е — напряженность поля около поверхности провода, кВ/см;

Е0 — исходная напряженность поля, при которой возникает коронный разряд, кВ/см.

Исходная критичная напряженность Е0, кВ/см

(3.43)

где m = 0,82 — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности проводников;

r = 0,705 см — радиус провода.

Определим напряженность около поверхности проводника Е, кВ/см

(3.44)

где Dср = 1,26D — среднегеометрическое расстояние меж фазами, см;

D — расстояние меж примыкающими фазами, см (межфазное расстояние для проводов СИП-3 — 0,4 м).

Dср = 1,26·40 = 50,4 см.

Проверяем по условию (3.42)

1,079,5 = 10,14 кВ/см 0,933,7 = 30,33 кВ/см.

Утраты электроэнергии в линииWл, МВт·ч

Wл = N·(3·Iр2 ·ro· L·10-3),(3.45)

W = 2·(3·26,42·1,262·6,7·10-3·3411) = 38,7 кВт·ч.

Для подвески токопроводов на ОРУ 35 кВ примем к установке навесные линейные кремнеорганические изоляторы типа ЛК 70/35.

3.4.2 Расчет вторичной перегрузки трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по напряжению установки, по долговременному току, по вторичной перегрузке, по конструкции и роду установки и проверяются на электродинамическую и тепловую стойкость.

Трансформаторы тока, встраиваемые в силовой трансформатор, проверку на электродинамическую стойкость не проходят.

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется при помощи контрольно-измерительных устройств. Для измерения электронной энергии используются счетчики электронной энергии типа СЭТ-4ТМ (трехфазный), которые предусмотрены для коммерческого учета электроэнергии. Счетчики соответствуют ГОСТ 30207-94 и работают как автономно, так и в составе АСКУЭ.

Вторичная перегрузка трансформатора тока зависимо от ячеек содержит контрольно-измерительную аппаратуру, представленную в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Вторичная перегрузка трансформаторов тока

Приборы

Тип

Перегрузка фазы, ВА

А

В

С

Амперметр

Э — 365

2,0

—

—

Ваттметр

Ц301/1

1,5

—

1,5

Варметр

Ц301/1

1,5

—

1,5

Счетчик электронной энергии

СЭТ-4ТМ

1,5

1,5

1,5

РЗиА

2,5

2,5

2,5

Итого

9,0

4,0

7,0

Потому что более загруженной фазой является фаза А, то предстоящий расчет будем создавать с учетом того, что Sприб = 9,0 ВА.

Определим общее сопротивление устройств rприб, Ом

(3.46)

где I2 = 5 А — вторичный ток трансформатора тока.

Допустимое сопротивление соединительного провода rдоп.пр, Ом

rдоп.пр = r2ном — rприб — rконт,(3.47)

где r2ном = 0,4 Ом — вторичное сопротивление трансформатора тока (паспортное значение для избранного ТТ для класса точности 0,5);

rконт = 0,1 Ом — для 4-х устройств [1].

rдоп.пр = 1,2 — 0,36 — 0,1 = 0,74 Ом.

Для подстанции с высшим напряжением 35 кВ принимается кабель с дюралевыми жилами (l = 30 м) [1], вторичная обмотка трансформаторов тока соединена в полную звезду, как следует, lрасч = l .

Определим сечение контрольного кабеля , мм2

, (3.48)

где = 0,0283 Оммм2/м — для алюминия [5].

Согласно требованиям ПУЭ, по условию механической прочности принимаем контрольный кабель марки: АКРВГ с дюралевыми жилами сечением 2,5 мм2.

Определим действительное сопротивление проводов rпр, Ом

. (3.49)

Ом.

Тогда, вторичная перегрузка устройств r2, Ом будет равна

r2 = rприб + rпр + rконт. (3.50)

r2 = 0,36 + 0,34 + 0,1 = 0,8 Ом.

Для работы трансформатора тока в избранном классе точности обязано производиться последующее условие [1]

r2 r2ном. (3.51)

r2 = 1,2 Ом r2ном = 0,8 Ом. Как следует, избранный трансформатор тока ТОЛ — 35 будет работать в избранном классе точности 0,5.

]]>