Проектирование подстанции «1 водоподъем» ОАО «Уральская Сталь»

Введение

Комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, предназначенный для производства ил и преобразования, передачи, распределения или потребления электрической энергии, называется электроустановкой.

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

Электрические подстанции — это электроустановки, предназначенные для распределения электроэнергии (распределительные подстанции), преобразования электроэнергии одного напряжения в энергию другого напряжения с помощью трансформаторов (трансформаторные подстанции). По способу присоединения к сети подстанции делят на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые.

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередь оказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационного и ремонтного персонала на подстанции.

Основными требованиями, которыми должна удовлетворять главная схема электрических соединений подстанции являются: надежность электроснабжения, экономичность, сохранение устойчивости электропередачи.

В настоящей работе рассматриваются следующие возможности 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) замена разрядников, на более современные, ограничители перенапряжения нелинейные.

Одним из объектов электроэнергетической системы является подстанция «1 водоподъем». Она осуществляет питание потребителей I категорий и поэтому должна соответствовать всем требованиям надежности.

В силу того, что на подстанции «1 водоподъем» используется устаревшее физически и морально оборудование, которое может привести к отказу и потере питания ответственных потребителей, оно требует замены на более совершенное и новое.

Задачей модернизации подстанции является разработка с учётом новейших достижений науки и техники средств эксплуатации и управления, при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителя электрической энергией в необходимых размерах требуемого качества с наименьшими затратами.

1. Постановка задачи проектирования

1.1 Краткая характеристика основных электроприемников подстанции

При проектировании системы электроснабжения необходимо учитывать характеристику основных электроприемников: режим работы, мощность, напряжение, род тока и требуемую степень надежности питания электроприемников.

По характеру окружающей среды помещения насосной станций «1 водоподъем» являются помещениями с повышенной влажностью, возможны аварийные затопления насосной станции (в этом случае включаются в работу дренажные насосы).

Помещения насосных станций пожарои взрывобезопасны, так как в них отсутствуют пажарои взрывоопасные вещества или смеси газов.

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

Центробежные насосы в большинстве случаев выполняются быстроходными, что позволяет непосредственно соединять их с электродвигателями. Они допускают пуск при закрытой задвижке или в холостую при пусковом моменте двигателя, равном 0,2? 0,3 от номинального момента. Если в период работы трубопровод будет закрыт, то это не создаст опасного напора, так как мощность при этом составит около 40% от номинальной.

В настоящее 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 об/мин. КПД насоса составляет = 70% .

Электродвигатели насосной станции работают в продолжительном режиме, а также кратковременном и повторно-кратковременном режимах с неизменной нагрузкой в зависимости от назначения насосов. Питание электродвигателей насосов производится на переменном токе частотой 50 Гц и напряжением 6 кВ.

Электрические светильники представляют собой однофазную нагрузку. Характер нагрузки равномерный, без толчков, но ее значение изменяется в зависимости от времени суток и года.

Приводом электрозадвижек являются трехфазные асинхронные двигатели. Режим работы кратковременный. Напряжение питания 380 В, частота 50 Гц.

Перерыв в электроснабжении насосов недопустим, так как это может повлечь за собой нарушение технологического процесса, а также привести к размораживанию трубопроводов в зимнее время. Поэтому по бесперебойности питания насосные агрегаты должны быть отнесены к потребителям первой категории.

Освещение насосной станции и электрические задвижки также являются электроприемниками первой категории. Все остальные электроприемники относятся ко второй категории.

1.2 Характеристика существующей схемы электрических соединений подстанции Подстанция «1 водоподъем» напряжением 35/6 кВ предназначена для электроснабжения потребителей насосной станции. Существующая схема электроснабжения подстанции «1 водоподъема» запитана с ОРУ 35 кВ ТЭЦ ОАО «Уральская Сталь».

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

Секционирование сборных шин 35 кВ с помощью секционного выключателя (СВ) выполняется таким образом, чтобы каждая секция имела источники питания (трансформаторы) и соответствующую нагрузку. Присоединения распределены между секциями так, чтобы при выходе из строя одной из секций сборных шин ответственные потребители продолжали получать питание от секции, оставшейся в работе.

В цепи линий 35 кВ установлены аппараты, необходимые для оперативных включений и отключений линий, для их отключений при чрезмерных перегрузках и коротких замыканиях, а также для отсоединения аппаратов линий от сборных шин или от сети при их ремонтах. Силовые выключатели рассчитаны на отключение рабочих токов и токов короткого 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 применяются для снятия напряжения с цепи при отключенной нагрузке. Для предупреждения аварий между 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 высокого напряжения применяют 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 1 Т, II секции шин — от трансформатора 2 Т. Параллельная работа трансформаторов 1 Т и 2 Т на напряжениях 6−10 кВ, допускается кратковременно (не более 10 минут) при производстве переключений по переводу нагрузки с одного трансформатора на другой.

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 короткого 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. Кроме 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 практически выработало свой ресурс. Поэтому необходима модернизация действующей подстанции, целью которой является замена устаревшего оборудования и автоматики на более новое и современное, а также изменить схему электрических соединений подстанции.

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

1.3 Основные направления модернизации электрооборудования подстанции Модернизация — это изменение, усовершенствование, отвечающее современным требованиям. С течением времени оборудование, составные его части, а значит и часть электрической системы подвергается как техническому, так и моральному старению. Поэтому модернизацию оборудования необходимо производить через 5−7 лет.

Рисунок 1.1 — Существующая схема электроснабжения подстанции «1 водоподъем»

Рассматриваемая подстанция «1 водоподъем» была построена более чем двадцать лет назад. По существующим нормам и требованиям на то время оборудование и запасные части к нему были рассчитаны на длительный 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 второй половине ХХ века было медленным. Поэтому даже если изделие вырабатывало себя технически, то морально оно оставалось новым.

Обеспечение надежной работы электростанций, подстанций и систем электроснабжения промышленных предприятий в значительной степени определяется безотказной работой выключателей высокого напряжения.

Выключатели — основные коммутационные аппараты в электрических установках и служат для включения и отключения токовых цепей. Уникальной особенностью выключателей является то, что они должны надежно выполнять свои функции, находясь как во включенном, так и в отключенном состоянии, а также одновременно быть постоянно готовыми к мгновенному выполнению коммутационных операций в любых режимах работы, включая аварийные ситуации.

В настоящее время произошел качественный скачок в технологии выпускаемых высоковольтных коммутационных аппаратов — на смену масляным и воздушным выключателям пришли аппараты с использованием в качестве изоляционной и дугогасительной среды вакуума или элегаза.

Развитие вакуумных выключателей связано с тем, что вакуум является идеальной изоляционной средой, так как ионизация молекул газа путем соударения с ними электронов чрезвычайно мала, а значит, практически исключено лавинообразное нарастание количества заряженных частиц из-за весьма низкой плотности газа. Поэтому электрическая прочность изоляционного межконтактного промежутка в вакууме значительно выше, а длина дуги значительно меньше, чем в масляных, элегазовых и воздушных выключателях. Это позволяет существенно снизить габариты дугогасительной камеры вакуумного выключателя.

Разработанные ВВ на напряжение 10 и 35 кВ используются на подстанциях распределительных сетей, а также в различных отраслях промышленности. В качестве отличительных достоинств вакуумных выключателей, обеспечивающих им преимущества перед другими типами выключателей на средний класс напряжений, можно отметить следующее:

1) Высокая надежность.

К показателям надежности элементов схем электрических соединений относят частоту отказов, время восстановления, частоту и длительность капитального и текущего ремонтов.

При прочих равных условиях, то есть, если даже принять в расчет, что частота отказов и время восстановления после аварии равны для вакуумных и традиционных выключателей, то частота и длительность ремонта последних, несомненно, выше.

Например, для маломасляного выключателя ВК-10, масло необходимо заменить после 10 операций отключения тока 20 кВ. После совершения выключателем 2000 циклов операций включения и отключения, необходимо проводить техническое обслуживание привода. После совершения выключателем 3000 циклов операций включения-отключения (ВО) необходимо проводить капитальный ремонт. А средний ремонт выключателя должен производиться не реже одного раза в 4 года.

Вакуумные выключатели являются практически необслуживаемыми. Осмотр и периодические проверки ВВ рекомендуется проводить один раз в 3−5 лет. Во время этих проверок необходимо провести высоковольтные испытания вакуумной дугогасительной камеры и изоляции выключателя, а также проверить переходное сопротивление контактов.

2) Низкие эксплуатационные затраты.

Этот пункт напрямую вытекает из предыдущего. Низкие эксплуатационные затраты определяются отсутствием необходимости содержания масляного и компрессорного хозяйств, кроме того вакуумная дугогасительная камера (ВДК) не требует пополнения дугогасящей среды. Высокая коммутационная износостойкость позволяет значительно сократить расходы по обслуживанию ВВ, а также перерывы в электроснабжении, связанные с выполнением регламентных работ.

3) Высокий коммутационный и механический ресурс.

Число отключений номинальных токов, допускаемое без ревизий и ремонта ВДК, достигает 50 тысяч, а номинальных токов отключения (токов короткого замыкания) — от 20 до 200 в зависимости от типа ВДК и значения тока. Как уже было ранее отмечено, при эксплуатации маломасляных выключателей необходимо производить ревизию после 1000−2000 отключений номинального тока или 3−12 отключений номинального тока отключения.

Высокий механический ресурс ВВ обусловлен в первую очередь 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 достигает 100−200 мм, а, следовательно, применяется более сложная конструкция привода, требующая больших затрат энергии на включение и отключение выключателя, что приводит к необходимости постоянного ухода и проверок состояния деталей привода, что также повышает эксплуатационные расходы на содержание выключателя. Высокий коммутационный и механический ресурс позволяют применять ВВ в схемах с частыми коммутационными: для трансформаторов сталеплавильных печей; для коммутаций насосов, компрессоров и т. д.

4) Безопасность эксплуатации и экологичность.

Для ВВ характерны малая энергия привода, малые динамические нагрузки и отсутствие выброса газов, масла. Масса и габариты ВВ значительно ниже массы и габаритов традиционных выключателей при одинаковых номинальных параметрах тока и напряжения. Все это обеспечивает бесшумность работы и предотвращает загрязнение окружающей среды.

Герметичное исполнение ВДК и отсутствие среды, поддерживающей горение, обеспечивает высокую пожарои взрывобезопасность и возможность работы в агрессивных средах.

Благодаря своим преимуществам вакуумные выключатели все шире применяются как при строительстве новых комплектных распределительных устройств, так и для замены морально и физически устаревших традиционных выключателей при реконструкции комплектных распределительных устройств, находящихся в эксплуатации.

Если брать в рассмотрение более высокую стоимость вакуумных выключателей, то в настоящее время психология заказчиков постепенно меняется. Многие начинают понимать, что пусть дорогое, но качественное оборудование, в конце концов, себя окупит.

По стоимости и надежности, сейчас можно выделить три основные позиции в коммутационном оборудовании 6−10 кВ:

— дешевые и ненадежные традиционные отечественные выключатели;

— дорогие и надежные вакуумные и элегазовые импортные выключатели;

-.надежные отечественные вакуумные выключатели, по стоимости, превосходящие традиционные, но уступающие в цене западным образцам;

Проблема определения сработанного ресурса выключателей в зависимости от условий и режимов эксплуатации также весьма актуальна. Собранные статистические данные в системах электроснабжения различных энергообъектов о количестве коммутаций, выполненных выключателями за срок службы, позволяют утверждать, что ресурсные характеристики вакуумных выключателей существенно выше реального количества коммутаций, осуществляемых на электростанциях и подстанциях.

Стратегически правильным вариантом решения проблемы обеспечения надежности коммутационных аппаратов напряжением 6−35 кВ является полномасштабное комплексное техническое перевооружение, основанное на современных технологиях, внедрении высоконадежных вакуумных выключателей нового поколения, эффективного формирования для этого источников финансирования и использования инвестиционных средств. При этом выключатели должны применяться мало обслуживаемые, и по возможности, не требующие проведения любых плановых ремонтов на протяжении всего срока эксплуатации. Современные вакуумные выключатели позволяют обеспечивать надежную и безопасную коммутацию цепей в системах электроснабжения потребителей.

Модернизация подстанции в условиях действующего производства, которое не позволяет вывести объект из системы энергоснабжения предприятия — проблема, которая встает перед главными энергетиками в связи с высокой изношенностью электротехнического оборудования. Кроме того, полная замена электротехнической части требует немалых средств, что приводит к существенным затратам на строительно-монтажные работы по переделке строительной части под габариты новой подстанции и нередко связано с перекладкой кабельных вводов. Все это при том, что срок службы самого здания подстанции, ячеек (собственно корпусов шкафов РУ) (или кирпичных стен) в которых расположена коммутационная аппаратура практически не ограничен.

Понимание, что проблемы подстанций лежат в работе коммутационной аппаратуры и при этом нет необходимости приобретать, монтировать всю подстанцию целиком и привела к возникновению технологии «Замены коммутационного оборудования при условии действующей подстанции»: замена выработавших свой ресурс масляных выключателя любых модификаций 6/10 кВ (ВПМ-10, ВМГ-133) на элегазовые, вакуумные выключатели ведущих мировых производителей с одновременной установкой новых блоков микропроцессорных защит по выбору предприятия (Sepam, Орион, УЗА, Spac).

Такая реконструкция может производиться по текущему графику, с отключением ячеек поочередно, что позволяет производить работы не в ущерб основному производству, а стоимость таких работ на 60% ниже затрат на приобретение, монтаж всей подстанции.

Преимущества:

— не надо выполнять проект реконструкции;

-.отсутствие потерь производства при реконструкции, нет прямого влияния на основной технологический цикл;

— отсутствие строительно-монтажных работ;

— отказ от маслохозяйства;

-.снижение аварийности электрооборудования вследствие монтажа нового не выработавшего свой ресурс оборудования;

Работы выполняются значительно быстрее чем строительство, монтаж, ввод в эксплуатацию новой подстанции.

2. Расчет электрических нагрузок

2.1 Расчет электрических нагрузок подстанции Электрические нагрузки промышленных предприятий определяют выбор всех элементов системы электроснабжения: линий электропередачи, районных трансформаторных подстанций, питательных и распределительных сетей. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации электрических сетей.

Расчет электрических нагрузок электроприемников подстанции до и выше 1 кВ произведем методом упорядоченных диаграмм с применением коэффициента расчетной нагрузки.

Порядок заполнения таблицы 2.1.

В графу 1 записываются наименования групп электроприемников одинакового режима работы (с одинаковыми значениями k_и и), а также узлы питания.

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

В графу 3 — номинальная мощность электроприемника Р_ном1, кВт. Номинальная (установленная) мощность одного ЭП — мощность, обозначенная на заводской табличке или в его паспорте. Все ЭП группируются построчно по характерным категориям (k_и и), независимо от мощности ЭП, а в графе 3 указываются максимальная и минимальная мощности ЭП данной характерной группы.

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

Р_ном = Р_пасп·, (2.1)

где Р_пасп — паспортная полная номинальная мощность, кВА;

ПВ — паспортное значение продолжительности включения, о.е.

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

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

m = (p_{ном. max}/р_ном.min) > 3 или < 3. (2.2)

В графы 9 и 10 для групп приемников и узла питания записывается средняя мощность. Средняя активная (или реактивная) мощность — наибольшее возможное значение средней активной (реактивной) мощности за смену с наибольшим потреблением энергии группой электроприемников, цехом или предприятием в целом.

Мощность за одну смену Р_см, кВт, Q_см, квар определяется по формулам Р_см = k_и•?Р_ном, (2.3)

где k_и — коэффициент использования — это отношение средней активной мощности отдельного ЭП или группы ЭП за наиболее загруженную смену к ее номинальному значению.

Q_см = tg ?•P_см. (2.4)

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

k_и св = ?Р_см/ ?Р_ном. (2.5)

tg ?_св. = ?Q_см/ ?Р_см. (2.6)

Эффективное число электроприемников n_эф — это такое число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое дает то же значение расчетной мощности Р_р, что и группа электроприемников, различных по мощности и режиму работы. В соответствии с практикой проектирования систем электроснабжения установлено, что:

а) при m > 3 и k_и? 0,2 эффективное число электроприемников n_эф

. (2.7)

Найденное по указанным выражениям значение n_эф округляется до ближайшего меньшего целого числа. В том случае, когда n_эф > n, следует принимать n_эф = n.

б) при m < 3 и k_и? 0,2 эффективное число электроприемников n_эф = n.

Расчетная активная Р_р и реактивная Q_р мощность — это мощность, соответствующая такой неизменной токовой нагрузке I_p, которая эквивалентна фактической изменяющейся во времени нагрузке по наибольшему возможному тепловому воздействию на элемент системы электроснабжения.

В графы 12, 13, 14, 15 записывается расчетная нагрузка для узлов питания, определяемая по следующим формулам

— активная расчетная мощность Р_р, кВт Р_р = k_р•Р_см, (2.8)

где k_р — коэффициент расчетной нагрузки. Коэффициент расчетной нагрузки k_р определяют по справочным таблицам в зависимости от эффективного числа электроприемников и средневзвешенного коэффициента использования (по на шинах 0,4 кВ цеховых подстанций).

реактивная расчетная мощность Q_p, квар определяется в зависимости от n_эф

— при n_эф? 10 Q_p = 1,1•Q_см. (2.9)

— при n_эф > 10 Q_p = Q_cм.

полная расчетная мощность S_p, кВА

S_p =. (2.10)

Значение токовой расчетной нагрузки I_p, А, по которой выбирается сечение линии по допустимому нагреву, определяется по выражению

I_p = (2.11)

Расчет электрических нагрузок высоковольтных приемников ведется в соответствии с порядком заполнения таблицы 2.1, кроме следующих пунктов:

1) не определяется m и n_эф;

2) результирующая нагрузка 6 кВ определяется по формулам

— активная расчетная мощность Р_р, кВт Р_р = k_о•Р_см,(2.12)

где k_о — коэффициент одновременности — это отношение расчетной мощности на шинах 6 кВ к сумме расчетных мощностей потребителей, подключенных к шинам 6 кВ. Определяется вместо k_р по в зависимости от числа присоединений (число присоединений равно числу высоковольтных приемников) и средневзвешенного коэффициента использования k_{и ср. взв}.

— реактивная расчетная мощность Q_p, квар

Q_p = Р_рtg_ср.взв.(2.13)

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

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

При определении общей расчетной нагрузки 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 внешнего электроснабжения

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции Выбор числа трансформаторов на подстанции производится в соответствии с категориями электроприемников. Выбор мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы с учетом режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности в послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора), для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора.

Принимается двухтрансформаторная подстанция.

Выбор мощности трансформаторов производится в соответствии с ГОСТ 14 209–85. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанции должен быть технически обоснованным, так как он оказывает существенное влияние на рациональное построение схемы электроснабжения.

Критериями при выборе трансформаторов являются:

— надёжность электроснабжения;

— расход цветного металла;

— потери мощности в трансформаторах;

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

Ниже производится расчёт выбора мощности трансформаторов двухтрансформаторной подстанции.

Расчетная мощность S_ПС, МВА по подстанции найдется как

(3.1)

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

Q_эк1 — реактивная мощность, потребление которой подстанция не имеет права превысить в часы максимальных нагрузок, квар.

(3.2)

Значение экономического коэффициента реактивной мощности

(3.3)

где tg?_э.н — экономическое значение коэффициента реактивной мощности по нормативному методу,

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

К₁ — отношение максимума активной нагрузки потребителя в i-ом квартале к ее значению в квартале максимальной нагрузки потребителя (для учебного проектирования К₁ = 1).

(3.4)

где tg?_б = 0,4 — базовый коэффициент реактивной мощности при внешнем электроснабжении напряжением 35 кВ,

d_max — отношение потребления активной мощности потребителем в квартале максимальной нагрузки энергосистемы к потреблению в квартале его максимальной нагрузки (при курсовом и дипломном проектировании d_max =1),

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

Q_Э1 = 2806,4· 0,5 = 1403,2 квар Суточный график нагрузки для подстанции «1 водоподъем» представлен на рисунке 3.1

Рисунок 3.1 — Суточный график подстанции «1 водоподъем»

Определяем среднеквадратичную мощность суточного графика нагрузки S_ср.кв., о.е. по выражению

(3.5)

где S_i — ступень суточного графика нагрузки;

t_i — длительность ступени суточного графика нагрузки.

Полученное значение S_ср.кв наносим на график рисунка 3.1.

Среднеквадратическую мощность можно принять за ориентировочную суммарную номинальную мощность трансформаторов подстанции. Определяем ориентировочную мощность каждого трансформатора подстанции S_ор., о.е.

(3.6)

где S_ПС — расчётная мощность подстанции, МВА;

n — число трансформаторов на подстанции.

Значение S_op округляется до ближайшего большего значения по шкале стандартных номинальных мощностей силовых трансформаторов. Следовательно, принимаем два трансформатора мощностью по 2,5 МВА каждый.

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

(3.7)

Значение суммарной номинальной мощности трансформаторов наносим на график рисунка 3.1. Пересечением линии суммарной номинальной мощности S_нт? с графиком находится участок наибольшей перегрузки, (зона перегрузки лежит выше указанной линии). Так как линия S_НТ проходит выше ступеней графика электрических нагрузок, то на систематическую перегрузку трансформатор не проверяем.

Определяем коэффициент начальной загрузки k₁:

(3.8)

Определим среднеквадратичное значение графика, находящегося выше линии S_ср.кв., о.е. для расчета коэффициента аварийной перегрузки по формуле (3.5)

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

(3.9)

Определяется эквивалентная зимняя температура t_з = -13,4 ⁰С для Оренбурга по. При температурах t = - 20 ⁰С и t = - 10 ⁰С при h = 24 ч и К₁ = 0,572 находятся два значения коэффициента аварийной перегрузки К_{ав.доп (-20)} = 1,6 и К_{ав.доп (-10)} = 1,53.

Допустимый коэффициент аварийной перегрузки К_2доп.ав определяется по формуле

.(3.10)

Условие проверки на аварийную перегрузку К_ав.доп > К_ав, (3.11)

К_ав.доп = 1,534 < К_ав = 1,33.

Следовательно, трансформатор не будет перегружаться больше допустимого, и потребители подстанции получат в аварийном режиме номинальную мощность.

Окончательно 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 электрической энергии на различных объектах. Охлаждение данного типа силовых трансформаторов — ONAN — естественное масляное.

В трансформаторах ТМН-2500/35 есть возможность автоматического регулирования напряжения без отключения его от сети с помощью устройства РПН (Регулировки под Нагрузкой) типа РНТА 35/125 или аналога. Имеется 9 (девять) ступеней регулирования напряжения ВН с диапазоном регулирования ±10% (±4×2,5%) от номинального. Переключение трансформатора ТМН-2500 на другой диапазон производится автоматическом, либо в ручном режимах.

Таблица 3.1 — Паспортные данные трансформатора ТМН — 2500/35

Потери активной мощности в трансформаторах Р_т, кВт

(3.12)

где _н — коэффициент загрузки трансформатора;

n — количество трансформаторов, шт.

?Р_хх — активные потери холостого хода, кВт;

?Р_кз — активные потери короткого замыкания, кВт.

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме _н равен

(3.13)

Р_т = 2(3,9 + 0,63²23,5) = 26,5 кВт.

Потери реактивной мощности в трансформаторах Q_т, квар

(3.14)

где I_хх — ток холостого хода, %;

U_кз — напряжение короткого замыкания, %.

Активная мощность с учетом потерь мощности в трансформаторах Р_пс, кВт Р_пс = Р_р + Р_т.(3.15)

Р_пс = 2806,9 + 26,5 = 2833,4 кВт.

Реактивная мощность с учетом потерь мощности в трансформаторах Q_пс, квар

Q_пс = Q_Э1 + Q_т. (3.16)

Q_пс = 1403,2 + 82,2 = 1485,4 квар.

Полная мощность подстанции S_пс, кВА

(3.17)

Определяем потери электроэнергии в трансформаторе W, МВт· ч

W_т = nР_х T + k_з.²Р_к/n, (3.18)

где? — время наибольших потерь, час; Т_г = 8760 ч — число часов в году.

(3.19)

3.2 Выбор схемы электрических соединений подстанции

Схему подстанции выбирают с учетом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надежности, характера электрических нагрузок и размещения их на генеральном плане предприятия, а также производственных, архитектурно-строительных и эксплуатационных требований. В общем случае схема подстанции включает в себя один или несколько понизительных трансформаторов и РУ высшего, среднего и низшего напряжений.

При небольшом количестве присоединений на стороне 35 — 220 кВ применяют упрощенные схемы, в которых обычно отсутствуют сборные шины, число выключателей уменьшенное. В некоторых схемах выключателей высокого напряжения вообще не предусматривают. Упрощенные схемы позволяют уменьшить расход электрооборудования, строительных материалов, снизить стоимость распределительного устройства, ускорить его монтаж. Такие схемы получили наибольшее распространение на подстанциях.

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

Мостиковая схема, представленная на рисунке 3.2, в, применяются на стороне ВН ПС 35, 110 и 220 кВ при 4-х присоединениях (2ВЛ + 2Т) и необходимости осуществления секционирования сети. Схема используется главным 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, а также при автоматическом отключении линии, если при этом необходимо сохранить в работе оба трансформатора.

Рисунок 3.2 — Упрощенные 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 создании послеаварийных режимов работы подстанций.

Схемы электрических соединений на стороне 6−10 кВ должны удовлетворять требованиям, предъявляемым к главным схемам по надежности, возможности проведения ремонта, оперативной гибкости, экономической целесообразности, возможности опробования и вывода в ремонт выключателей без нарушения работы присоединения. Различают два основных типа схем электрических соединений с U_НН = 6? 10 кВ: схемы с одной системой сборных шин и схемы с двойной системой сборных шин.

Наиболее простой схемой электроустановок на стороне 10 кВ является схема с одной несекционированной системой сборных шин. Схема проста и наглядна. Источники питания и линии 6−10 кВ присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей на каждую цепь необходим один выключатель, который служит для отключения и включения этой цепи в нормальных и аварийных режимах работы. Операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного производства работ.

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

При применении одной системы шин, секционированной выключателем, при аварии на сборных шинах отключается только половина потребителей; вторая секция и все присоединения остаются в работе. Применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва (АВР), что позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории по надежности.

Достоинствами схемы являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность. Недостатком является то, что при повреждении и последующем ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с двух секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта.

Схема электроснабжения с двумя системами сборных шин, в которой каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой системе шин. Возможен такой режим работы этой схемы, когда обе системы шин находятся под напряжением и все присоединения распределяются между ними равномерно (работа с фиксированным присоединением).

Проанализировав все достоинства и недостатки 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 более надежную и простую в эксплуатации. Выбранная схема электрический соединений подстанции"1 водоподъем" приведена на рисунке 3.3.

Различают нормальный, ремонтный и аварийный режимы работы.

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

При коротком замыкании на линии отключится выключатель Q1 и включаются секционный выключатель Q5 для обеспечения бесперебойной работы потребителей присоединённых к шинам трансформатора Т1.

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

Рисунок 3.3 — Схема электрический соединений подстанции «1 водоподъем»

3.3 Расчет токов короткого замыкания Коротким замыканием (КЗ) является всякое непредусмотренное нормальными условиями работы замыкание между фазами, а в системах с заземленными нейтралями — также замыкание одной или нескольких фаз на землю (или на нулевой провод). Простейшим видом КЗ является трехфазное КЗ, то есть одновременное замыкание всех фаз в одной точке. Оно является симметричным, поскольку при нем все фазы остаются в одинаковых условиях, как и в нормальном режиме, лишь токи возрастают, а напряжения уменьшаются.

В зависимости от места возникновения короткого замыкания общее сопротивление электрической системы уменьшается, что приводит к увеличению токов в ее ветвях по сравнению с токами нормального режима. Одновременно уменьшаются напряжения отдельных точек системы, причем особенно значительно вблизи места КЗ.

Определение токов короткого замыкания необходимо для выбора электрооборудования и токоведущих частей, для расчета релейной защиты, для способа ограничения токов короткого замыкания.

Все расчеты проводятся в относительных единицах, все величины сравниваются с базисными, в качестве которых принимают базисную мощность S_б и базисные напряжения U_б.

Принимаются следующие базисные величины:

S_б = 100 МВА — базисная мощность;

U_б1= 37 кВ — среднее базисное напряжение на стороне ВН;

U_б2 = 6,3 кВ — среднее базисное напряжение на стороне НН.

Определяем базисный ток I_б, кА по формуле

(3.20)

Рисунок 3.4 — Расчетная схема и схема замещения для расчета токов КЗ Определяем сопротивления элементов схемы, приведенные к базисным величинам.

Сопротивление системы х_с* определяем по формуле

(3.21)

где S_кз — мощность короткого замыкания на шинах источника питания, МВА.

Сопротивление воздушной линии х_вл* определяем по формуле

(3.22)

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

l — длина воздушной линии, км.

Сопротивление трансформатора х_т* определяем по формуле

(3.23)

где U_к — напряжение короткого замыкания, %.

Результирующее сопротивление х_рез1* для точки К1 равно х_рез1* = х_с* + х_л*. (3.24)

х_рез1* = 1,2 + 0,196 = 1,396.

Результирующее сопротивление х_рез2* для точки К2 равно х_рез2* = х_с* + х_л* + х_т*. (3.25)

х_рез2* = 1,2 + 0,196 + 2,6 = 3,996.

Значение периодической составляющей тока короткого замыкания в начальный момент I_?, кА рассчитывается по формуле

(3.26)

в точке К1

в точке К2

Ударный ток короткого замыкания i_у, кА рассчитывается по формуле

(3.27)

где К_у — ударный коэффициент, определяем по.

в точке К1

в точке К2

При расчете токов КЗ в точке К2 необходимо учитывать подпитку от высоковольтных электродвигателей, металлически связанных с местом КЗ, так как после момента возникновения КЗ роторы двигателей не затормаживаются мгновенно, а продолжают по инерции вращаться и подпитывают место КЗ благодаря запасенному магнитному полю машины.

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

Ток подпитки от электродвигателей I_АД, кА определяют по формуле

(3.28)

где Е_АД = 0,9 — ЭДС асинхронного двигателя;

х_?АД* — эквивалентное сопротивление АД.

Определим сопротивление асинхронных двигателей х_ад* по формуле

(3.29)

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

Р_н.д — активная мощность асинхронного двигателя, МВт;

cos _ном.д — номинальный коэффициент мощности АД.

Определим эквивалентное сопротивление асинхронных двигателей х_?ад*

(3.30)

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

Ударный ток подпитки от электродвигателей i_уАД, 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 = I_К-2 + I_АД. (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 = i_уК-2 + i_уАД.(3.32)

i'_уК-2 = 4,44 + 1,4 = 5,84 кА.

Тепловой импульс короткого замыкания _к, кА²· с определяем по формуле

_к = I_?²(t_отк + Т_а), (3.33)

где I_? — значение тока короткого замыкания для времени t = 0_с, кА;

Т_а — постоянная времени затухания апериодической постоянной тока КЗ (Т_а вн = 0,02 с, Т_а нн = 0,05 с) [1];

t_отк = t_р.з + t_с.в— полное время отключения, с.

t_откл = t_р.з. + t_св, (3.34)

где t_р.з— длительность действия защиты (t_р.з.вн = 0,1 с, t_р.з.нн= 1,5 с — с учетом времени действия максимально токовой защиты);

t_св — собственное время отключения выключателя на подстанции (t_{с.в вн} = 0,08 с, t_{с.в нн} = 0,095 с).

в точке К1

t_пр1 = 0,1 + 0,08 = 0,18 с.

_к1 = 1,12²(0,2 + 0,18) = 0,48 кА²с.

в точке К2

t_пр1 = 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 линии 35 кВ Выбор производиться по экономической плотности тока, с последующей проверкой сечения по условию нагрева в после аварийном режиме.

Ток одной цепи, А определяем по формуле

(3.35)

где U_н — номинальное напряжение, кВ;

N — количество линий, шт.

Выбираем сечение линии по экономической плотности тока F_э, мм²

(3.36)

где? — экономическая плотность тока А/мм² по.

По стандартному ряду сечений принимаем ближайшее значение сечения провода марки СИП-3 — 3(1×35) мм² (одножильный, токопроводящая жила из алюминиевого сплава, защитная изоляция из светостабилизированного сшитого полиэтилена) с допустимым длительным током I_дл.доп = 220 А, диаметром 14,1 мм.

Преимущества СИП:

— провода защищены от схлестывания;

— на таких проводах практически не образуется гололед;

— исключено воровство проводов, так как они не подлежат вторичной переработки;

— существенно уменьшены габариты линии и соответственно требования к просеке для прокладки и в процессе эксплуатации;

— простота монтажных работ и соответственно уменьшения их сроков;

— высокая механическая прочность проводов и соответственно невозможность их обрыва;

— пожаробезопасность, основанная на исключении КЗ при схлестывании;

— сравнительно небольшая стоимость линии (примерно на 35% дороже «голых»). При этом происходит значительное сокращение эксплуатационных расходов (реальное сокращение доходит до 80%).

Проверим линию в нормальном режиме по условию

I_рл? I_дл.доп, (3.37)

= 26,4 А < I_дл.доп = 220 А.

Определим ток послеаварийного режима I_ав, А

I_ав = 2· I_рл.(3.38)

I_ав = 2· 26,4 = 52,8 А.

Проверяем сечение по условию нагрева в после аварийном режиме по условию

I_ав? I_дл доп. (3.39)

I_ав = 52,8 А < I_дл.доп = 220 А.

Проверка токоведущих частей на термическую стойкость при КЗ производится по условию

F_min F, (3.40)

где F_min — минимальное сечение провода по термической стойкости, мм²;

F — выбранное сечение провода, мм².

(3.41)

где _к — тепловой импульс КЗ, кА²с (из пункта 3.3);

С = 91 Ас^½/мм² — коэффициент, определяется по.

F_min = 7,61 мм² < F = 35 мм².

Проверка выбранного сечения на коронирование по условию

1,07Е 0,9Е₀,(3.42)

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

Е₀ — начальная напряженность поля, при которой появляется коронный разряд, кВ/см.

Начальная критическая 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 D_ср = 1,26D — среднегеометрическое расстояние между фазами, см;

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

D_ср = 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.

Потери электроэнергии в линииWл, МВт· ч

Wл = N· (3·I_р² · r_o· 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 подвесные линейные кремнеорганические изоляторы типа ЛК 70/35.

3.4.2 Расчет вторичной нагрузки трансформаторов тока Трансформаторы тока выбираются по напряжению установки, по длительному току, по вторичной нагрузке, по конструкции и роду установки и проверяются на электродинамическую и термическую стойкость.

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

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. Для измерения электрической энергии применяются счетчики электрической энергии типа СЭТ-4ТМ (трехфазный), которые предназначены для коммерческого учета электроэнергии. Счетчики соответствуют ГОСТ 30 207–94 и работают как автономно, так и в составе АСКУЭ.

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

Таблица 3.3 — Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Так как наиболее загруженной фазой является фаза А, то дальнейший расчет будем производить с учетом того, что S_приб = 9,0 ВА.

Определим общее сопротивление приборов r_приб, Ом

(3.46)

где I₂ = 5 А — вторичный ток трансформатора тока.

Допустимое сопротивление соединительного провода r_доп.пр, Ом

r_доп.пр = r_2ном — r_приб — r_конт,(3.47)

где r_2ном = 0,4 Ом — вторичное сопротивление трансформатора тока (паспортное значение для выбранного ТТ для класса точности 0,5);

r_конт = 0,1 Ом — для 4-х приборов.

r_доп.пр = 1,2 — 0,36 — 0,1 = 0,74 Ом.

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

Определим сечение контрольного кабеля, мм²

(3.48)

где = 0,0283 Оммм²/м — для алюминия.

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

Определим действительное сопротивление проводов r_пр, Ом

. (3.49)

Ом.

Тогда, вторичная нагрузка приборов r₂, Ом будет равна

r₂ = r_приб + r_пр + r_конт. (3.50)

r₂ = 0,36 + 0,34 + 0,1 = 0,8 Ом.

Для работы трансформатора тока в выбранном классе точности должно выполняться следующее условие [1]

r₂ r_2ном. (3.51)

r₂ = 1,2 Ом r_2ном = 0,8 Ом. Следовательно, выбранный трансформатор тока ТОЛ — 35 будет работать в выбранном классе точности 0,5.