ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время напроектирование подстанций занято огромное количество инженерно-техническихработников, накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и,в частности, в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы, которыедолжны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевыхобъектов.
Главная схема электрическихсоединений подстанции является тем основным элементом, который определяет всесвойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. Привыборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование ивыбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка всхеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации иэксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередьоказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационногои ремонтного персонала на подстанции.
При проектировании ГПП ОЦМрешены следующие вопросы, являющиеся исходными для выполнения проектаподстанции:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Также в проекте схемыорганизации эксплуатации подстанции освещены вопросы:
1.
2.
Надежность уже выбраннойглавной схемы электрических соединений определяется надежностью ее составляющихэлементов, в число которых входят силовые трансформаторы, отделители,разъединители, короткозамыкатели, сборные шины, выключатели, а также линииэлектропередачи.
Экономическая целесообразностьглавной схемы электрических соединений подстанции определяется суммарнымиминимальными расчетными затратами.
Экономичность главной схемыподстанции достигается за счет:
1. Применения упрощенной схемыбез выключателей на высшем напряжении.
2. Избежание создания сложныхкоммутационных узлов.
3. Применение трехфазныхтрансформаторов.
Из выше изложенного вышеследует, что основными требованиями, которыми должна удовлетворять главнаясхема электрических соединений подстанции являются:
надежность электроснабжения,экономичность, сохранение устойчивости электропередачи.
Ревдинский завод обработкицветных металлов сегодня считается крупнейшим в отрасли. Продукция предприятияхорошо известна не только в стране, где ее получают свыше двух тысячпотребителей, но и за рубежом. Она поставляется в двадцать стран мира.
3 октября 1941г. Советскоеправительство и Государственный Комитет Обороны приняли постановление обэвакуации Кольчугинского завода.
Трубочный цех эвакуирован вРевду для строительства и пуска завода по выпуску радиаторных труб,единственного поставщика авиационной и танковой промышленности.
6 декабря 1941г. выпущеныпервые 56 кг. радиаторной трубки для авиационной промышленности.
20 декабря 1941г. пущена вработу первая электроплавильная печь.
В феврале 1942г. выдал первуюпрессовую заготовку труб шестисот тонный гидравлический пресс.
В мае 1943г. освоен прокатный станв электроплавильном цехе. Завод полностью перешел на выпуск продукции изсобственной заготовки.
В сентябре 1946г. завод получилпервые метры тонкостенных никелевых труб.
В 1950г. установлен и пущен вэксплуатацию первый горизонтальный 1500 – тонный гидравлический пресс,организованно производство труб средних размеров.
В 1957г. введен в эксплуатациюновопрессовый корпус для производства прутков.
Весь выпуск никелевых трубосуществлялся на оборудовании, спроектированном и изготовленном силами завода.Этому способствовало создание лаборатории автоматизации и механизации. Запятнадцать лет себестоимость тонкостенных никелевых труб снизилась в двестираз. Производительность труда возросла в десять раз, суточный выпуск продукциитруб в сотни раз.
В 1979г. выдана миллионнаятонна цветного проката.
В 1988г. образован новыйволочильный цех по выпуску тонкостенных труб из сварной заготовки.
Сегодня на заводе действуетполтора десятка таких линий, но чтобы эти мощные линии стабильно работали имнеобходимо бесперебойное электроснабжение.
1.1Электрические нагрузки
Электрические нагрузкиопределяют для выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов)силовых трансформаторов и преобразователей пропускной способности (нагреву), атакже для расчета потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора защиты икомпенсирующих устройств.
Нагрузка подстанцииопределяется мощностью потребляемой всеми присоединенными к ее сетиэлектроприемниками и теряемой в электросети. Режим работы электроприемников,зависящий от их назначения и использования, не остается постоянным и изменяетсяв различные часы суток и месяцы года. Изменяется и потребляемая имиэлектрическая мощность.
Изменение нагрузкиэлектроприемника или группы электроприемников за сутки удобно изображать графическив виде суточного графика нагрузок. Суточный график представлен на рисунке 1.1.Экономические показатели электрических линий в значительной мере зависят отправильности выбора сечений проводов. Для определения сечения рекомендуютэкономические плотности тока jэк [3, (табл.2.1)].
Определяем максимальнуюреактивную мощность:
где Pmax– максимальная потребляемая мощность.
Определяем полную максимальнуюмощность.
График суточной активной иреактивной нагрузок завода [1,(рис.2.8)].
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 t(с)
P(кВт),
Q(кВар)
28000
17160
16600
Рисунок 1.1. График суточной активной иреактивной нагрузок завода.
Определяемрасход активной энергии за сутки по площади графика активной нагрузки:
Определяем среднюю активнуюмощность за сутки:
Определяемкоэффициент заполнения графика:
Коэффициент заполнения графика Kз.г. показывает, во сколько раз выработанное(потребленное) количество электроэнергии за рассматриваемый период времени,меньше того количества электроэнергии,которое было выработано (потреблено) за тоже время, если бы нагрузка установкивсе время была максимальной.
1.2 Выборсхемы электроснабжения
Питание электроэнергиейпромышленного предприятия осуществляется от Первоуральской трансформаторнойподстанции 220/110 кВ, расположенной на расстоянии 6,7 км от проектируемой ГППзавода.
Ввод осуществляется двумявоздушными линиями, с трансформацией напряжения, с перемычкой на сторонепервичного напряжения. Система шин двойная секционная.
Основное оборудование настороне первичного напряжения:
Силовой трансформатор, линейныйразъединитель, отделитель и короткозамыкатель.
Достоинства: надежностьустройств, не требует постоянной эксплуатации, а следовательно сокращаютсяэксплуатационные расходы. Режим работы линии и трансформаторов раздельный,характер резерва неявный.
Распределительное устройство настороне вторичного напряжения выполнено в виде комплектно-распределительногоустройства (КРУ), с малообъемными масляными выключателями на выкатных тележках.От двух трансформаторов с расщепленными вторичными обмотками питается четыресекции шин, в нормальном режиме секции работают раздельно. На секционныхвыключателях подстанции предусмотрено АВР.
Схема электроснабжения ГППРевдинского завода ОЦМ представлена на рисунке 2.1.
FV1 FV3 QS1 QS2 QS3 QS4 QR1 QR2 FV2 QSG1 QSG2 QSG3 QSG4 QN1 QN2 T1 T2 FV4 Q1 Q2 Q5 Q3 Q4 Q6 Л1 110кВ Л2 110кВ 6кВ 1с.ш. 6кВ 3с.ш. 6кВ 2с.ш. 6кВ 4с.ш. QSG5 QSG6
Рисунок 2.1. Схемаэлектроснабжения ГПП Ревдинского завода ОЦМ.
1.3 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИСИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Правильный выбор числа имощности силовых трансформаторов на подстанции является одним, из основныхвопросов рационального построения схем электроснабжения. В нормальных условияхтрансформаторы должны обеспечить питание всех электроприемников предприятия.
Выбор мощности трансформаторовпроизводится исходя из расчетной нагрузки объекта электроснабжения, числа часовиспользования максимума, темпа роста нагрузок, стоимость электроэнергии,допустимой перегрузки трансформаторов.
Так как предприятие имеет I и II категории потребителей, то выбираем двухтрансформаторнуюподстанцию с неявным резервом и раздельной работой трансформаторов.
Рассмотрим следующие вариантымощности трансформаторов с учетом допустимой перегрузки в послеаварийномрежиме.
Вариант 1.
Два трансформатора мощностью25МВА (таб. 1.3.1).
Коэффициент загрузкитрансформаторов в часы максимума: ,
где:Smax– максимальная потребляемаямощность в кВА,
Sн – номинальнаямощность трансформатора в кВА.
Допустимая перегрузка в послеаварийныйпериод одного трансформатора до 140% продолжительностью 5 суток и не более 6часов в сутки [3].
1,4*25 = 35 > 0,6*30634,6= 16,380 (МВА),
что приемлемо (0,6 — 60% — потребители Iкатегории).
Вариант 2.
Два трансформатора мощностью 32МВА (таб. 1.3.1).
Допустимая перегрузка впослеаварийный период:
1,4*32= 44,8 > 0,48*30634,6= 14,704 (МВА).
Вариант 3.
Два трансформатора мощностью 16МВА (таб. 1.3.1).
Допустимая перегрузка впослеаварийный период:
1,4*16= 22,4
Выбранная мощностьтрансформаторов (2*16МВА) не обеспечивает электроснабжение предприятия, как внормальном, так и в аварийном режимах.
Выбранные выше в вариантах 1 и2 мощности трансформаторов (2*25 и 2*32 МВА) обеспечивают электроснабжениепредприятия, как в нормальном, так и в аварийном режимах.
Таблица1.3.1 Каталожные данныетрансформаторов.
Трансформатор,
МВА
Потери, кВт
Ток холостого хода, Iхх %
Напряжение к.з.,
Uкз %
DPxx
DРкз
25
32
36
44
120
145
0,8
0,75
10,5
10,5
Каталожные данные таблица П1.1 [1].
Если не учитывать нагрузочнуюспособность трансформаторов, то можно необоснованно завысить выбираемуюустановленную мощность, что экономически не целесообразно.
Произведемтехнико-экономический расчет выбранных вариантов трансформаторов.
Капитальные затраты:
Вариант 1 2*К = 2*640 = 1280 (тыс.руб.)
Вариант 2 2*К = 2*730 = 1468 (тыс.руб.)
Стоимость трансформаторовопределяется по таблице 4.24 [2]с учетом повышения цен (повышающий коэффициент равен 10).
Годовые потери электроэнергии втрансформаторе:
где:
DPxx, DPк.з, Ixx, Uxx– каталожные данныетрансформаторов (табл. 3.1);
Kэ – экономический эквивалентреактивной мощности;
Tmax– продолжительность использования максимальной нагрузки
t — время потерь, определяется от Tmax и cosjрисунок 2.3 [3],
t=7250;
Kз.т. – коэффициент загрузкитрансформатора при максимальной нагрузке;
n–количество работающих трансформаторов;
С0–стоимость одного кВт*ч электрическойэнергии.
Вариант 1
Вариант 2
Амортизационные отчисления:
Вариант 1
Сa = 0,063*K= 0,063*1280 = 80,64 (тыс.руб.)
Вариант 2
Сa = 0,063*K= 0,063*1468 = 92,48 (тыс.руб.)
Где: 0,063 – амортизационныеотчисления на оборудование подстанции – 6,3%.
Общие эксплуатационные расходы:
Вариант 1
Сэ = Сп + Сa = 997,615+80,64 = 1078,255 (тыс.руб.)
Вариант 2
Сэ = Сп + Сa = 936,788+92,48 = 1029,268 (тыс.руб.)
Таблица1.3.2 Сводная таблица сравнениявариантов.
Вариант
Капитальные затраты,
Тыс.руб.
Эксплуатационные расходы,
Тыс.руб.
2*25 МВА
2*32МВА
1280
1468
1078,255
1029,268
Т.к. в первом варианте меньшекапитальные затраты, а во втором эксплуатационные расходы, то для выборатрансформаторов определяем срок окупаемости.
Т.к. срок окупаемости меньше 7лет, то принимаем вариант с меньшими эксплуатационными расходами, т.е. дватрансформатора мощностью 32МВА.
В послеаварийном режиме одинтрансформатор может выдержать полную нагрузку предприятия:
1,4*32= 44,8 > 30,634(МВА)
1.4 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГОЗАМЫКАНИЯ
Короткие замыкания вэлектрических системах возникают при нарушении изоляции токоведущих элементовэлектрических устройств, в результате ее естественного старения (износа),своевременно не выявленного путем профилактических испытаний или каких либоповреждений в эксплуатации.
Возможны повреждения изоляциипри перенапряжениях, например, при прямых ударах молнии в провода воздушныхлиний или распределительные устройства.
Вычисление токов короткогозамыкания необходимо для:
1.выбора электрооборудования;
2.выбора средств ограничениятоков короткого замыкания;
3.проектирования релейнойзащиты.
Исходя из этих соображений, исоставляют расчетную схему и схему замещения.
Для расчета токов короткогозамыкания принимаем метод относительных единиц.
Трансформаторы в нормальномрежиме работают раздельно, соответственно и выбираем схему замещения.Расчетнаясхема Схемазамещения
1/0,185
2/0,2
3/0,41
4/5,74 К1
К2
L= 6,7 км
X0=0,4 Ом/км
Sc= ¥
Sк= 5404,5 МВА
Uн1= 110 кВ
Sт= 32 МВА
Uк.= 10,5 %
Uн2= 6 кВ К1
К2
Рисунок 1.4.1 Рисунок1.4.2
Примем: Sб = 1000 МВА, Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 6,3 кВ,
где: Sб– базисная мощность,
Uб1 – базисноенапряжение на стороне первичного напряжения,
Uб2 – базисноенапряжение на стороне вторичного напряжения.
Определяем базисные токи:
Определение относительных базисных сопротивлений элементов схемы:
1. Системы
2.Линии , где X0= 0,4 Ом/км табл. 8.2 [2].
Сопротивление обмотки высшего напряжениятрансформатора с расщепленной вторичной обмоткой находим как:
Сопротивление обмотки низшегонапряжения трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой находим как:
Определение результирующего сопротивления:
,
где: X*б.рез.к1 –результирующее базисное сопротивление в точке К1,
X*б.рез.к2 – результирующеебазисное сопротивление в точке К2.
.
Определение токов и мощности короткого замыкания для точки К1:
,
гдеkу – ударный коэффициент табл. 7.1 [1].
.
Определение токов и мощности короткого замыкания для точки К2:
,
гдеkу – ударный коэффициент табл. 7.1 [1].
.
Таблица1.4.1 Сводная таблица расчета токовкороткого замыкания.
Расчетная точка
X*б.рез.
Iп, кА
iу, кА
Sк, МВА
K1
0,385
13,04
29,65
2597,4
K2
6,535
14,02
36,1
153
Применение трансформаторов срасщепленной вторичной обмоткой, которые имеют повышенное напряжение короткогозамыкания, дает возможность существенно ограничить токи короткого замыкания.
1.5 РАСЧЕТ И ВЫБОР ПИТАЮЩЕЙ ЛИНИИ
Экономические показателипитающих линий в значительной мере зависят от правильности выбора сеченийпроводов. Для определения сечения проводов рекомендуют экономические плотноститока jэк.табл. 2.1 [3]. Так каклинии работают в неявном резерве, расчет ведется по току номинального режима.
В качестве питающей линии выбираемсталеалюминевые провода марка АС.
Определяем ток линии в нормальном режиме при максимальной нагрузке:
При максимальной нагрузке линияработает 8 часов в сутки, следовательно:
,
где: Tmax– продолжительность использованиямаксимальной нагрузки.
Определяем экономическое сечение проводов линии:
,
где: jэк.– экономические плотности тока.
Выбираемпо таблице П 2.2 [1] проводмарки АС-70.
Условию нагрева длительнымтоком в аварийном режиме провод АС-70 удовлетворяет:
Iав. = 2*80,39 = 160,78 (А)
Iдоп. = 265 > 160,78 (А),
где: Iдоп. – длительныйдопустимый ток голого проводника табл. П2.2 [1].
В нормальном режиме включеныобе линии и нагрузка на них составляет:
,
т.е. меньше 80%, где Кзл – коэффициент загрузкилинии в аварийном режиме (1,3 – 130%) §3.2 [3].
Поэтому при отключении одной линии, вторая временно может бытьперегружена до 57%.
Условию максимальных потерь на корону провод АС-70 удовлетворяет, т.к. принапряжении 110 кВ минимальное сечение проводника марки АС составляет 70 мм2.
Выбранные по длительному току сечения проводников должны быть проверенына потерю напряжения. Нормированных значений потери напряжения нет, однако вГОСТ 13109-87 указаны предельные значения отклонений напряжения отноминального.
Расчет потери напряжения с учетомпродольной составляющей падения напряжения:
,
где: X= X0*L = 0,4*6,7 = 2,68 –индуктивное сопротивление линии (Ом),
R= R0*L = 0,45*6,7 = 3,015 – активное сопротивление линии (Ом),
табл. 10-6 [4].
Определение поперечной составляющей падения напряжения:
Определение падения напряжения:
,
что составляет
Выбранное сечение 70 мм2условию удовлетворяет, т.к. , а .
Проверка проводов на термическуюустойчивость:
Условияпроверки:
, где qmin– минимальное сечение по термической стойкости,q – выбранное сечение.
Ст– коэффициент зависящий от допустимой температуры при коротком замыкании иматериала проводника. Рекомендуемое значение Ст для алюминиевых проводов 91, Вк – тепловой импульс тока короткого замыкания (А2с).
, где:
tп – время протекания тока короткого замыкани