Модернізація устаткування розподільних мереж РЕЗ Лютнево

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.


Нажми чтобы узнать.
скачати

Введення

Електрична енергія є єдиним видом продукції, для переміщення якої від місць виробництва до місць споживання не використовуються інші ресурси. Для цього споживання частину самої переданої електроенергії, тому її втрати неминучі, завдання полягає у визначення їх економічно обгрунтованого рівня. Зниження втрат електроенергії в електричних мережах до цього рівня - одне з важливих напрямків в енергозбереженні. У зв'язку з розвитком ринкових відносин у країні значимість проблеми втрат електроенергії істотно зросла. Вартість втрат є однією зі складових тарифу на електроенергію.

В даний час близько 30-35% повітряних ліній і трансформаторних підстанцій відпрацювали свій нормативний термін. До 2010 року ця величина досягне 40%, якщо темпи реконструкції та технічного переозброєння електричних мереж залишаться колишніми.

У результаті загострюються проблеми з надійністю електропостачання.

Середня тривалість відключень споживачів становить 70-100 г на рік. У промислово розвинених країнах статистично визначено як «добрий» стан електропостачання, коли для мережі середньої напруги протягом року загальна тривалість перерв знаходиться в межах 15-60 хв на рік. У мережах низької напруги ці цифри дещо вище.

Середнє число ушкоджень, що викликають відключення високовольтних ліній напругою до 35 кВ, складає 170-350 на 100 км лінії на рік, з них нестійких, що переходять в однофазні - 72%.

У період, поки виробництво електроенергії в країні не досягне рівня 1990 року (орієнтовно це відбудеться в 2010 році), основним напрямком інвестиційної політики в мережах повинно бути (з урахуванням збалансованого посилення електричних мереж у регіонах зі швидко зростаючим споживанням) технічне переозброєння і реконструкція діючих електромережних об'єктів.

При реконструкції та технічному переозброєнні розподільних мереж (РС) в якості основних завдань передбачаються:

  • підвищення надійності електропостачання споживачів та підвищення якості електричної енергії;

  • зниження втрат електроенергії в елементах мережі;

  • адаптація розподільних мереж до проведення ремонтних робіт під напругою і застосування електротехнічного обладнання, що вимагає мінімальних витрат і часу на обслуговування;

  • вдосконалення заходів за точним визначенням місця пошкодження в лінії і, отже, зменшення часу відновлення пошкодженої ділянки і шкоди у споживача через перерв в електропостачанні;

  • збільшення тривалості міжремонтного експлуатаційного періоду із збереженням надійності електропостачання;

  • підвищення електричної та екологічної безпеки.

Реконструкція і технічне переозброєння повинні проходити з урахуванням перспективних Схем розвитку електричних мереж регіону. При реконструкції мереж повинні максимально використовуватися існуючі мережні об'єкти. Експлуатація РС нового покоління повинна забезпечуватися мінімальними витратами на їх обслуговування.

Конструкції опор ПЛ і трансформаторних підстанцій повинні дозволяти виконання ремонтних робіт без зняття напруги (горизонтальне розташування проводів, спеціальні типи в'язок, роз'ємні затискачі і т.д.).

Електричні мережі при їх розвитку (новому будівництві, розширенні, реконструкції і технічному переозброєнні) повинні забезпечувати нормоване ГОСТ 13109-97 якість електричної енергії у споживачів

Необхідно забезпечити нормативний рівень надійності електропостачання (погоджений із споживачами), чого можна досягти за рахунок:

  • розробки Схем перспективного розвитку мереж напругою 35-110 кВ та мереж 6-20 кВ (мереж РЕЗ);

  • застосування сучасного електрообладнання, нових конструкцій проводів і силових кабелів, лінійної арматури, з'єднувальних муфт, нових типів ізоляторів та інших елементів;

  • застосування удосконалених конструкцій РУ, РТП та РП 6-20 кВ, ТП 6-20/0, 4 кВ з мінімальними потребами в їх технічному обслуговуванні;

  • оснащення РС засобами зв'язку, телевимірювання, телесигналізації і телекерування;

  • застосування мікропроцесорних пристроїв релейного захисту, в тому числі пристроїв виявлення місць пошкодження;

  • застосування секціонування пунктів на базі вакуумних вимикачів, пунктів АВР;

  • застосування в мережах 6-20 кВ ізоляційних матеріалів з ​​більш високими діелектричними властивостями;

  • застосування в електричних мережах 6-35 кВ режиму заземлення нейтралі з низькоомними або високоомними резисторами;

  • технічного обслуговування та ремонту мереж 0,4-35 кВ під напругою.

Темою даного дипломного проекту є модернізація обладнання розподільчих мереж 0,4 та 10 кВ РЕЗ лютнева.

У дипломному проекті виконано розрахунок та обгрунтування нормативів технологічних втрат електроенергії при її передачі по електричним мережам вузла лютнева.

Розрахунок значень технологічних втрат електроенергії в електричних мережах РЕЗ Лютневій, за базовий період (2006 рік) і значень нормативів втрат і нормативів зниження втрат на регульований період (2008 рік), виконані у відповідності з методикою «Порядок розрахунку і обгрунтування нормативів технологічних втрат електроенергії при її передачу по електричних мережах ». Ця методика затверджена Наказом Мінпроменерго Росії від 4 жовтня 2006 р. № 267, зареєстровано Мін'юстом Росії реєстраційний № ​​7122 від 28 жовтня 2006 р. (далі - Положення) [1]. Також були використані рішення, прийняті на нараді з питання взаємодії Мінпроменерго Росії та ФСТ Росії при організації робіт з розгляду та затвердження нормативів питомих витрат палива на відпущену електричну та теплову енергії від теплових електростанцій та котелень, нормативів технологічних втрат електроенергії при її передачі по електричним мережам, нормативів технологічних втрат при передачі теплової енергії та прийняті відповідні рішення (протокол від 16.05.2006 р.).

1. Електропостачання стаціонарних споживачів електроенергії вузла Лютнево

Лютнева дистанція електропостачання є відокремленим структурним підрозділом Тиндінського відділення Далекосхідної залізниці - філії Відкритого акціонерного товариства «Російські залізниці». Дистанція заснована відповідно до наказу начальника Байкалу - Амурської залізниці № 12Н від 25.02.1988 р., переведена до складу Тиндінського відділення Далекосхідної залізниці наказом № 77Н від 10.04.1997 р., наказом № 99 НОД від 22.07.1997 р. реорганізована шляхом ліквідації підприємства Діпкунской дистанції електропостачання і приєднанням її до Лютневої дистанції електропостачання.

Основними завданнями Лютневої дистанції електропостачання є:

- Безперебійне та високоякісне постачання електричної енергії споживачам залізничного транспорту та інших нетранспортних споживачів, своєчасне вжиття заходів щодо попередження та ліквідації порушень їх нормальної роботи, справне утримання будинків і споруд;

- Забезпечення безпечного і безперебійного руху поїздів, розробка здійснення заходів щодо підвищення надійності роботи пристроїв електропостачання;

- Проведення ефективної економічної політики;

- Здійснення заходів з охорони праці.

Експлуатаційна довжина обслуговування Лютневої дистанції електропостачання становить 789 км: зі станції Бестужева (виключно) за 3134 км перегону Ульма - мустьє.

При електропостачанні стаціонарних споживачів електроенергії ст. Лютнево від районної енергетичної системи споруджена головна знижувальних опорна підстанція (ДПП) - РТП 220, напругою 220/110/35/10/0, 4 кВ та розподільна підстанція РППЦ-АБ напругою 10 / 0,4 кВ, які отримують живлення від ГЕС Зея і ТЕЦ Благовєщенськ.

При харчуванні РТП 220 по лінії 10 кВ від районних підстанцій на території стаціонарних споживачів електроенергії РТП 220, споруджені центральний розподільний пункти (РППЦ-АБ), від шин 10 кВ якого енергія розподіляється по трансформаторних підстанцій (ТП) споживачів напругою 10 / 0,4 кВ .

Для розподілу електричної енергії ГПП, від понижувальних трансформаторних підстанцій (ТП, КТП) застосовуються як повітряні, так і кабельні лінії високої напруги.

Повітряні лінії, що виконуються неізольованими алюмінієвими або сталеалюміневимі проводами, дешевше кабельних. Однак якщо лінія проходить по міській території або по території залізничних шляхів, промислових підприємств, складів, вантажних дворів вона, як правило, виконується кабельної з відповідним захистом кабелів цеглою, залізобетонними плитами або азбоцементними трубами. Переважне застосування мають кабелі з алюмінієвими жилами, броньовані.

Розподіл електричної енергії від ГПП виконується по радіальних або магістральним схемами, залежно від необхідного рівня надійності електропостачання, від розташування споживачів, від типу використовуваних понижувальних підстанцій (ТП і КТП, окремо розташованих та вбудованих, зі збірними шинами і без них).

Основною проблемою сучасних систем електропостачання є оптимізація цих систем. Вона включає в себе такі найважливіші завдання:

- Вибір раціонального числа і потужності трансформаторів;

- Вибір раціонального перетину проводів і жил кабелів;

- Вибір раціональних засобів компенсації реактивної потужності та їх розміщення та ін

Рішення основної проблеми сучасних систем електропостачання неможливо без вирішення інших, не менш важливих проблем, до яких належать: визначення допустимих перевантажень елементів систем електропостачання, автоматизація проектування систем електропостачання, а також забезпечення необхідної надійності цих систем.

Оптимізація виробничих процесів у поєднанні з оптимізацією систем електропостачання дає країні значну економію народногосподарських коштів.

Основою раціонального вирішення всього складного комплексу техніко-економічних питань при проектуванні електропостачанні сучасного підприємства є правильне визначення очікуваних електричних навантажень. Визначення електричних навантажень є першим етапом проектування будь-якої системи електропостачання. Значення електричних навантажень визначають вибір всіх елементів проектованої системи електропостачання та її техніко-економічні показники. Від правильної оцінки очікуваних навантажень залежать капітальні витрати в системі електропостачання, витрата кольорового металу, втрати електроенергії та експлуатаційні витрати.

Основне завдання при експлуатації електроустановок та електромережі стаціонарних споживачів електроенергії ст. Лютневій, полягає в досягненні такого рівня обслуговування та електрогосподарства, при якому відсутні вимушені простої агрегатів із-за несправності будь-яких електрообладнання або елемента або електромережі. Експлуатація електроустановок та електромережі всіх споживачів ст. Лютнево являє собою сукупність поточного обслуговування, діагностики, ремонту і їх профілактичних випробувань.

1.1 Обробка вихідних даних

Для обробки дипломного проекту дано річне електроспоживання W рік, яке зведено в таблицю 1.1.

Таблиця 1.1 - Річне електроспоживання за 2007 рік, кВтг, для станції Лютнево

Розподільні пункти або трансформаторні підстанції споживачів

Споживач

W рік, кВт * год

ТП 2

НГЧ 9 теплиця

761311


ЕЧС 15



ЕЧ 9

Гаражі Елунін



Освітлення спуску промзони



Гаражі Поливода



Заправка ПЧ 26



ЕЧ 9 освітлення



ЛПГ «Тайговий»



Гаражі навпаки ЕЧС 15


ТП 5

ПТО токарна майстерня

843641


ПТО компресорна



ПТО ремтупік, кран



ПТО будівлю



Подача відстою вагонів ДС



Освітлення західної горловини ДС



Освітлення західної горловини ДС



ПЧ 26 ОЕРП



ПЧ 26 ОЕРП



Гараж ПЧ 26 вантаження вугілля



КНС 4



КНС 4



Даль тєліком «Інтернешнл» НГЧ 9



Будинок зв'язку РЦС червня 1931%



Будинок зв'язку РЦС червня 1931%



Транстелеком-ДВ НГЧ 9



Компанія Транстелеком-ДВ НГЧ 9



Пост ЕЦ ШЧ Ф 1 2 поверх



Пост ЕЦ ШЧ Ф 2 2 поверх



Пост ЕЦ ШЧ



РЦС 6 ШЧ 12 березня поверх коридор



ШЧ 12 гараж (в боксі ПЧ 26)



Вокзал ДС 29%



Вокзал ДС 29%



НГЧ 9



Медичний пункт

склад ілорама, масел



НГЧ 9 теплиця



Жел.дор. торг. компанія



ВОХР



Госохотонадзор



Головний ринок



Каса автостанції НГЧ 9



ДОП 2 залізнична каса



ДОП 2 1%



Тепляк ВЧД 11


ТП 8

Гараж пошти

401255


Освітлення східної горловини



Освітлення східної горловини



ТОВ «Російський ліс»



КНС 2



КНС 2



Гаражі вул. Світла 3



Тепляк ПЧ 26 «Схід» непарна



Тепляк ПЧ 26 «Схід» парна



Гаражі КНС Тонких



Фортунадзе гараж



Тепляк ВЧД 11



Тепляк ВЧД 11


РППЦ-АБ

ТСН 1 по 0,4 кВ яч 8

231425


ТСН 2 по 0,4 кВ яч 4



ТАБ 10к (БТСЦБ)



Биссінскій міст



База ОРСА



ГКНС Ф 1


1.2 Розробка принципових схем

При виборі схем живлення враховано, що споживачі першої категорії повинні мати два незалежних взаємно резервують джерела живлення.

Незалежним взаємно резервує називається джерело живлення, на якому зберігається напруга при зникненні його на інших джерелах. До числа незалежних взаємно резервують джерел харчування відносяться РУ двох районних понижувальних підстанцій, дві секції збірних шин станцій або підстанцій, якщо кожна секція живиться від незалежного джерела і за умови, що зв'язок між секціями автоматично переривається при порушенні нормальної роботи однієї з секцій [2].

Харчування споживачів другої категорії допустимо по одній лінії, але зазвичай виконується також двома лініями [2].

І тільки споживачі третьої категорії можуть отримувати живлення по одній лінії. Схема електропостачання стаціонарних споживачів електроенергії ст. Лютневій, в якій використані вищеназвані способи розподілу енергії, показана на аркуші 2.

1.3 Визначення розрахункових навантажень головних знижувальних підстанцій

Електричне навантаження характеризує споживання електроенергії окремими приймачами. Вона може спостерігатися візуально за вимірювальних приладів. Реєструвати зміна навантаження в часі можна самопишущим приладом. В умовах експлуатації зміни навантаження по активній і реактивної потужностей в часі записують, як правило, у вигляді ступінчастої кривої за показниками лічильників активної та реактивної енергії, знятим через однакові певні інтервали часу.

Криві змін активної і реактивної потужностей і струму в часі називаються графіками навантажень відповідно по активної потужності, реактивної потужності і струму. Графіка навантажень відповідно до затвердженої методики поділяються на індивідуальні - для окремих приймачів електроенергії та групові - для групи приймачів електроенергії.

1.3.1 Побудова індивідуальних графіків навантажень

Індивідуальні графіки навантажень позначаються малими буквами, наприклад, графік активного навантаження (потужності) - p (t). Вони необхідні для визначення навантажень потужних приймачів електроенергії.

Оскільки вихідні дані містять максимальну річне електроспоживання (W рік), будуються добові графіки навантажень. Для цього необхідно знайти середню активну потужність за добу у вторинній обмотці трансформаторів (p ср (добу) 2) за формулою, кВт:

. (1.1)

Значення максимальної активної потужності знаходиться за формулою [9], кВт:

, (1.2)

де K max - коефіцієнт максимуму активної потужності.

Коефіцієнт максимуму активної потужності залежить від наведеного числа електроприймачів n та коефіцієнта використання К і і визначається за кривими [6]. Коефіцієнт використання знаходиться за формулою:

, (1.3)

де - Номінальна активна потужність, кВт.

Так як номінальна активна потужність невідома, знаходимо її за формулою [8, 9] за формулою, кВт:

, (1.4)

де - Номінальна потужність трансформаторів, кВт, приймається дорівнює повній потужності трансформаторів; n - число трансформаторів.

Максимальну активну потужність знайдемо за формулою, кВт:

,

Для прикладу знайдемо вихідні дані для побудови індивідуальних графіків навантажень для ТП 18 живиться від головної понизительной підстанції (ГПП) «РТП 220».

W рік = 2935124 кВтг, S ном.тр = 1600 кВт, n = 2,

де n - кількість трансформаторів.

.

- Коефіцієнт попиту.

Результати решти розрахунків зводимо в таблицю 1.2.

Таблиця 1.2 - Розрахунок максимальної активної потужності (п / ст «Лютнева»)

Найменування підстанції

W рік

Р ср

S ном.тр

n

Р с.ном

До ісп

До сп

Р макс

ЦРП

709864,00

81,03

400,00

1,00

400,00

0,203

0,65

260,00

ТП 18 «Котельня»

2935124,00

335,06

1600,00

2,00

3200,00

0,105

0,30

960,00

ТП 16 «Склад ПММ»

239547,00

27,35

400,00

1,00

400,00

0,068

0,92

368,00

ТП 17 «Лок-Депо».

481353,00

54,95

1000,00

1,00

1000,00

0,055

0,24

240,00

ТП 55

345165,00

39,40

250,00

1,00

250,00

0,158

0,60

150,00

ТП -19

420814,00

48,04

160,00

1,00

160,00

0,300

0,37

59,20

ТП -8

401255,00

45,81

400,00

2,00

800,00

0,057

0,55

440,00

ТП -20

382113,00

43,62

250,00

2,00

500,00

0,087

0,52

260,00

ТП -5

843641,00

96,31

1030,00

1,00

1030,00

0,094

0,80

824,00

ТП -2

761311,00

86,91

400,00

2,00

800,00

0,109

0,28

224,00

КТП 2

470911,00

53,76

250,00

1,00

250,00

0,215

0,60

150,00

КТП «Маар - ліс»

61872,00

7,06

100,00

1,00

100,00

0,071

0,19

19,00

КТП «Тусмо»

52240,00

5,96

40,00

1,00

40,00

0,149

0,36

14,40

КТП «Мішута»

79860,00

9,12

160,00

1,00

160,00

0,057

0,37

59,20

КТП «Головко»

73824,00

8,43

250,00

1,00

250,00

0,034

0,37

92,50

КТП «Лісовий»

33292,00

3,80

250,00

1,00

250,00

0,015

0,65

162,50

Далі строєм добові графіки навантажень підприємств окремих споживачів за даними таблиця 1.3.

Таблиця 1.3 - Активні і реактивні навантаження для кожної години доби зимових головною понизительной підстанції та великих споживачів

Годинники

Активне навантаження, кВт

Реактивна навантаження, кВт


РТП 220

РППЦ-АБ

ЦРП

РТП 220

РППЦ-АБ

ЦРП

1

1715

352

214

1407

196

96

2

1771

328

230

1082

194

130

3

1667

324

192

1036

198

114

4

1738

336

202

1064

192

118

5

1650

304

202

1000

184

116

6

1695

312

188

1035

188

110

7

1822

324

202

1076

186

116

8

1733

328

172

977

168

90

9

1688

316

174

937

172

80

10

1780

346

178

1100

196

88

11

1827

336

174

1096

186

90

12

2028

424

204

1248

250

114

13

1987

368

212

1099

204

102

14

1370

254

156

833

144

94

15

1068

332

174

895

194

98

16

1812

426

130

1523

124

98

17

1514

386

264

1163

330

120

18

3252

386

174

1044

190

88

19

1908

360

180

1059

176

90

20

2116

392

208

1219

202

106

21

1683

302

162

944

160

80

22

1746

312

166

1002

170

84

1.3.2 Побудова сумарних графіків навантажень

Сумарні графіки навантажень побудовані не тільки для головної понизительной підстанції, але і для підстанцій, які живлять не один споживач. Так ЦРП живить ТП 16 (склад ПММ), ТП 17 (лок. депо);

РППЦ-АБ живить ТП 8 (зовнішнє освітлення), яке в свою чергу ТП 5 (вокзал) і ТП 20 (очисні) і т.д.;

1.4 Розрахунок потужності трансформаторів

1.4.1 Вибір кількості та встановленої потужності силових трансформаторів

У системах електропостачання підприємств потужність трансформаторів повинна забезпечувати в нормальних умовах харчування всіх приймачів електроенергії. При виборі потужності трансформаторів слід домагатися економічно доцільного режиму роботи і відповідного забезпечення резервування живлення приймачів при відключенні одного з трансформаторів, причому навантаження трансформаторів в нормальних умовах не повинна (по нагріванню) викликати скорочення природного терміну його служби.

Надійність електропостачання підприємства досягається за рахунок установки на підстанції двох трансформаторів, які, як правило, працюють окремо. При цьому дотримується умова, що будь-який з залишилися в роботі трансформаторів (при аварії з іншим) забезпечує повністю або з деяким обмеженням потребную потужність. Забезпечення потрібної потужності може здійснюватися не тільки за рахунок використання номінальної потужності трансформаторів, але і за рахунок їх навантажувальної здатності [10, 4].

Згідно добовим графіками відомі значення максимальної активної потужності споживачів, з яких розраховується повна потужність на вторинній стороні трансформаторів.

Повна потужність на вторинній стороні трансформаторів необхідна для живлення споживачів і визначається, кВА:

, (1.6)

де P max - Максимальна активна потужність всіх підстанцій, кВт; cos φ - коефіцієнт потужності.

Потужність навантаження на первинній стороні трансформатора з урахуванням втрат у ньому, кВА:

де p пост і p пер - постійні та змінні втрати в сталі трансформатора відповідно 1 і 4%; S max - повна потужність на вторинній стороні трансформаторів, кВА.

Так як на всіх підстанціях і розподільних пунктах вже встановлені по два трансформатора, перевіряється їх потужність з урахуванням зростання навантажень на найближчі п'ять років. Електричні навантаження підприємств безперервно зростають. Від правильної оцінки електричних навантажень залежить раціональність схеми електропостачання і всіх її елементів. Неврахування зростання навантажень призводить до порушення оптимальних параметрів мережі. Обстеження підприємств різних галузей промисловості та обробка даних на основі теорії ймовірностей і математичної статистики показали [10], що в більшості випадків зростання максимальних навантажень досить точно описується лінійним законом:

, (1.8)

де, S max - максимальна потужність навантаження на первинній стороні трансформатора, кВА;

S (t) - максимальна потужність через t років, кВА (час t приймається рівним п'яти років);

α 1 - коефіцієнт річного зростання максимальних навантажень, приймається рівним 0,1.

Знаючи навантаження для будь-якого року розрахункового періоду t, по обраній методиці знаходяться параметри елементів систем електропостачання підприємств.

Для прикладу розглянемо вибір потужності трансформаторів на ТП 18 живиться від головної понизительной підстанції (ГПП) «РТП 220».

З добового графіка навантажень або з таблиці 1 знаходимо максимальну активну потужність, вона дорівнює P max = 960кВт.

За формулою (1.6) визначаємо повну потужність на вторинній обмотці трансформатора, кВА:

.

кВА.

Після цього по формулі (1.7) знаходимо максимальну повну потужність на первинній стороні трансформатора:

Далі визначаємо максимальну повну потужність, враховуючи зростання навантажень:

Вибір потужностей трансформаторів для інших підстанцій зведений у додаток окремо для ГПП та окремих споживачів.

Таблиця 1.5 - Вибір потужності трансформаторів підстанцій, що живляться від ДПП "РТП 220»

Споживач

P max2, кВА

S max2, кВА

S max, кВА

S (t), кВА

Вихідна потужність, кВА

ЦРП

260,00

393,94

413,636

620,455

1х400

ТП 18 «Котельня»

960,00

1548,39

1625,806

2438,710

2х1600

ТП 16 «Склад ПММ»

368,00

387,37

406,737

610,105

1х400

ТП 17 «Лок-Депо».

240,00

333,33

350,000

525,000

1х1000

ТП 55

150,00

178,57

187,500

281,250

1х250

ТП 19

59,20

83,38

87,549

131,324

1х160

ТП 8

440,00

488,89

513,333

770,000

2х400

ТП 20

260,00

305,88

321,176

481,765

2х250

ТП 5

824,00

915,56

961,333

1442,000

1х630; 1х400

ТП 2

224,00

248,89

261,333

392,000

2х400

КТП 2

150,00

178,57

187,500

281,250

1х250

КТП Мар.лес

19,00

33,93

35,625

53,438

1х100

КТП Тусмо

14,40

24,00

25,200

37,800

1х40

КТП Мішута

59,20

83,38

87,549

131,324

1х160

КТП Головко

92,50

130,28

136,796

205,194

1х250

КТП Лісовий

162,50

246,21

258,523

387,784

1х250

За результатами розрахунків видно, що на трансформаторних підстанціях ТП № 17, трансформатор, в період максимального навантаження залишається недовантаженим, а на ТП 16 і ЦРП перевантаженим. Пропоную замінити трансформатор даної підстанції і встановити на ТП 16 трансформатор потужністю 630 кВА, а на ЦРП і ТП 17 трансформатори поміняти місцями, з метою економії.

1.4.2 Вибір номінальної потужності трансформаторів за кривими навантажувальної здатності

Вибір номінальної потужності трансформаторів з старіння ізоляції проводиться за спрощеним методом [4]. Його суть полягає в тому, що встановлюються межі, в яких повинна лежати необхідна номінальна потужність. Якщо межі першого наближення не потрапляє жодна з ряду значень номінальної потужності, вибираємо більше найближчим до верхньої межі. У тому випадку, коли в ці межі потрапляють два сусідніх з ряду значень і з них треба вибрати одне, визначають межі другого наближення, більш вузькі. Якщо в цих межах залишається одне значення номінальної потужності, то її достатність перевіряється розрахунком на навантажувальну здатність трансформаторів [4].

Якщо виявляється, що в ряду значень номінальної потужності немає того, що вкладається в ці межі, слід брати найближче більше; на цьому вибір потужності трансформаторів закінчується.

У тому випадку, коли в стандарті є одне або навіть два значення номінальної потужності, які розміщуються в цих межах, варто перевірити їх достатність. Для цієї мети пропонується перетворити будь-який графік навантаження в еквівалентний за кількістю тепла, що виділяється прямокутний двоступінчастий. Такий графік вважається еквівалентним дійсному по температурі. На рис. 2 представлений двоступінчастий графік навантаження. У періоди 1 і 3 діє навантаження P е с, а в період 2 - навантаження P е. max.

Ці величини пов'язані з перевіряється значенням номінальної потужності такими коефіцієнтами: до = Р ес / Р ном і до 2 р = Р е max / Р ном> 1,0.

Малюнок 1.1 - Дійсний і еквівалентний графіки навантажень

Позначивши попередньо номінальну потужність трансформатора, а також значення до і до 2р, звертаємося до графіків навантажувальної здатності і, прийнявши до = к 1р, по кривій, відповідної заданої тривалості максимального навантаження, знаходимо значення коефіцієнта допустимого перевищення номінальної потужності до 2г, тобто допустиму перевантаження протягом часу t. Далі порівнюється цей коефіцієнт з розрахунковим до 2р.

Якщо до <до 2г, то намічена номінальна потужність достатня. Якщо до 2р> до 2г, тобто протягом часу t перевантаження більше допустимої, то необхідно переходити наступного значенням номінальної потужності трансформатора. Для цього слід заново знайти до і до 2р: значення обох коефіцієнтів стануть менше. Прийнявши знову до = к 1р, знайдемо нове допустиме значення до 2г. Воно буде більше ніж раніше, а до - менше, і тому, як правило, завжди вийде до <до 1р, тобто нова номінальна потужність виявиться достатньою. У [4] приведені графіки навантажувальної здатності, з яких вибирають потрібний в залежності від системи охолодження (М, Д, ДЦ, Ц), постійної часу трансформатора (t = 2,5 год), еквівалентній температури охолоджуючої середовища, яка визначається за формулою:

, (1.9)

де j - номер місяця; - Середньомісячна температура, С, на місяць з номером j; N M - кількість місяців, за які визначається середньомісячна температура.

° С (1.10)

Результати розрахунку по кривих навантажувальної здатності наведені в таблиці 1.6

Таблиця 1.6 - Вибір необхідної потужності трансформаторів підстанцій

Споживач

До

До

t, год

До

Порівняння коефіцієнтів

1

2

3

4

5

6

ЦРП

0,10

1,06

4,00

1,60

До 2Р> До номінальна потужність не достатня

ТП 18 «Котельня»

0,10

1,33

4,00

1,60

До <До номінальна потужність достатня

ТП 16 «Склад ПММ»

0,03

1,20

4,00

1,60

До 2Р> До номінальна потужність не достатня

ТП 17 «Лок-Депо».

0,03

1,50

4,00

1,60

До <До номінальна потужність достатня

ТП 55

0,08

1,70


4,00

1,60

До <До номінальна потужність достати

ТП 19

0,15

1,50

4,00

1,60

До <До номінальна потужність достатня

ТП 8

0,06

1,06

4,00

1,60

До <До номінальна потужність достатня

Так як на ЦРП і ТП 16 потужність недостатня, пропонується вибрати трансформатори більш високої потужності - 630кВа потужності

1.5 Вибір перетину провідників електричної мережі

1.5.1 Розрахунок електричної мережі 10 кВ

Лінії електричних мереж за своїм конструктивним виконанням повинні відповідати певним вимогам надійності, економічності, безпеки та експлуатаційного зручності. Тому при виборі типів, конструктивних різновидів і окремих елементів ліній, необхідно враховувати електричні параметри ліній, умови навколишнього середовища, будівельні умови, схему мережі, динаміку розвитку навантажень та мережі, а також економічні показники.

У розрахунках за визначенням потужності, що передається по ділянці розподільчої мережі, можна не враховувати втрати в трансформаторах споживачів і в самій мережі. При цьому передана потужність буде дорівнювати сумі навантажень споживачів, що живляться з даного ділянки.

Перетин провідника перевіряється за наступними умовами:

У розподільних мережах 10 кВ вибір перерізу провідників проводиться з економічної щільності струму. Порядок розрахунку такий: спочатку визначається економічна щільність струму j ек, А / мм 2 в залежності від тривалості найбільшого навантаження.

Далі визначається розрахунковий струм за формулою, А:

, (1.11)

де S max (уч) - максимальна повна потужність, розподілена по ділянках, кВА; U ном - номінальна напруга, кВ.

Економічна площа перерізу проводів визначається кінці за формулою, мм 2:

. (1.12)

Економічна площа перерізу проводів у свою чергу порівнюється з вихідними даними проводів, і вибирається найближчим розтин. Складаємо розрахункову схему, наведену на малюнку 1.2.

В якості прикладу розглянемо ділянка лінії РТП 220 - ТП 2

Приклад розрахунку:

Рисунок 1.2 - Розрахункова схема РТП 220

На цій ділянці встановлені кабельні АПВГ 120, АВВГ 95, АБ 320 і повітряна лінія АС 50. Тому необхідно перевірити обидві лінії з економічного перетину.

Визначимо розрахунковий струм за формулою (1.11):

А.

Потім визначаємо економічну щільність струму j ек, А / мм 2 в залежності від тривалості найбільшого навантаження, вона дорівнює j ек = 1,4 А / мм 2 для кабельної лінії і j ек = 1,1 А / мм 2 для повітряної лінії.

Остаточно визначаємо економічну площа перерізу проводів по формулі (1.12): мм 2.

Вибір перерізу проводів для решти ділянок понизительной підстанції мережі зведемо в таблиці 1.7.

Таблиця 1.7 - Вибір перерізу проводів

Ділянка мережі

Тип лінії

Довжина, км

Р max, кВт

Q max

S max, кВА

I рас, А

j ек, А/мм2

F ек, мм2

РТП 220 РППЦ

АС 50

2

1216

1040

1600

92,3

1,4

65,9

РППЦ-ТП8

АПВГ 3х120

АС 50

1,33

920

842

1247

72,0

1,4

51,4

ТП8 ТП5

АБ 3х120

АС 35

1,04

728

663

984

56,8

1,4

40,6

ТП5 ТП2

АВВГ3х95

АС 35

0,62

192

164

252

14,5

1,4

10,4

РППЦ-ТП20

АС 50

1,60

260

181

316

18,2

1,4

13,06

РТП 220 ТП18

ААВГ3х150

АС 50

3,06

768

656

1010

58,3

1,4

41,6

РТП220 ЦРП

ААПЛ3х150

АС 50

1,16

608

416

736

42,5

1,4

30,38

ЦРП-ТП16

АВВБ3х50

АС 50

1,45

368

276

460

26,5

1,4

18,97

ЦРП-ТП17

АВВБ 3х120

0,30

310

248

396

22,9

1,4

16,37

РТП-ТП19


АС 70

6,4

59

35

68

3,9

1,4

2,8

РТП-ТП55

АВВБ 3х95

АС 70

6,11

150

112

187

10,8

1,4

7,72

При виконанні розрахунків електричних розподільних мереж зустрічаються дві основні задачі:

Для забезпечення нормальної роботи електроприймачів, відхилення напруги на їх затискачах не повинно перевищувати допустимих значень. ГОСТ 13109-97 «Норми якості електричної енергії у електроприймачів, приєднаним до електричних мереж загального користування» допускає відхилення напруги в електричних мережах на затискачах електроприймачів у таких межах: у освітлювальних приладів, встановлених на промислових підприємствах, у громадських будівлях і прожекторних установках зовнішнього освітлення від мінус 2,5 до плюс 5%; в інших приймачів, приєднаних до міських та промисловим електричних мереж від мінус 5 до плюс 5%.

1.5.2 Визначення втрат напруги в ЛЕП

Втрату напруги розраховуємо виходячи з активних і реактивних потужностей, що протікають по n й ділянці лінії (кабелю) - Ρ k і Q k, при цьому позначимо опір елемента схеми заміщення R k і X k.

Падіння напруги знаходимо на всіх ділянках від пункту харчування до кожної трансформаторної підстанції.

Для визначення втрати напруги в лініях електропередачі необхідно знайти опору ділянок. Активне та індуктивне опір ділянок ліній наведені в таблиці 1.8.

Таблиця 1.8 - Активні та індуктивні опору ділянок ЛЕП

Найменування лінії

фідера

Довжина лінії L, км

Індуктивний опір 1 км проводу x 0, Ом / км

Активний опір 1 км проводу r 0, Ом / км

Індуктивний опір ділянки x k, Ом / км

Активний опір ділянки r k, Ом / км

1

2

3

4

5

6

7

РТП 220 РППЦ

10,39

2

0,392

0,65

0,784

1,3

РППЦ - ТП № 8

81,82

1,20

0,081

0,258

0,097

0,309



0,13

0,392

0,65

0,051

0,085

ТП № 8 ТП № 5

81,82

0,21

0,081

0,258

0,017

0,011



0,83

0,403

0,91

0,334

0,755

РППЦ - ТП № 20

201,2

1,60

0,392

0,65

0,627

1,04

РТП220 ТП № 18

25,28

0,06

0,079

0,206

0,005

0,012



3,00

0,392

0,65

1,176

1,95

Втрати напруги на ділянках ЛЕП, В, визначаємо за формулою:

(1.13)

де P - активна потужність на k й ділянці, кВт;

Q - реактивна потужність на k й ділянці, кВАр;

r - активний опір k ого ділянки, Ом;

x - реактивний опір k ого ділянки, Ом;

U ном - номінальна напруга мережі, кВ;

Знаючи індуктивний опір x k, знайдемо втрату напруги в лінії, обумовлену передачею реактивної потужності, В:

(1.14)

Допустима втрата напруги в лінії при передачі активної потужності, В:

(1.15)

Визначення перерізів проводів лінії по допустимій втраті напруги:

(1.16)

де F - шукана площа перерізу, мм 2;

P - активна потужність лінії кВт;

l - довжина лінії, км;

γ - питома провідність матеріалу; питома провідність алюмінію ;

U ном - номінальна напруга мережі, кВ;

Приклад розрахунку:

Ділянка лінії РТП 220 - РППЦ-АБ

Втрати напруги на ділянці, складуть:

Втрати напруги в лінії, обумовлені передачею реактивної потужності на ділянці, складуть: У

Допустима втрата напруги в лінії при передачі активної потужності, складуть: У

Шукана площа перерізу проводів лінії, мм 2, буде дорівнює:

мм 2

Аналогічно проводимо розрахунки для інших ліній за формулами (1.13) - (1.16), результати решти розрахунків зводимо в таблицю 1.9

Таблиця 1.9 - Втрати напруги в ЛЕП

Найменування лінії

Втрати напруги, зумовлені реактивною потужністю , У

Допустима втрата напруги при передачі активної потужності , У

Втрати напруги , У

Співвідношення розрахункових і фактичних перерізів проводів F розр / F факт

РТП 220 РППЦ

239,6

81,5

158,1

48/50

РППЦ - ТП № 8

8,1

28,4

28,4

121/120


3,2

6,4

6,4

36/35

ТП № 8 ТП № 5

0,4

0,5

0,8

123/120


22,1

54,9

54,9

34/35

ТП № 5 ТП № 2

0,1

0,7

0,7

96/95


2,1

13,6

13,6

34/35

РППЦ - ТП № 20

11,3

27,0

27,0

51/50

РТП 220 ТП № 18

0,05

0,3

0,3

156/150


77,1

149,7

149,7

48/50

РТП 220 ЦРП

0,5

2,0

2,0

152/150


15,5

37,9

37,9

48/50

ЦРП - ТП № 16

0,4

4,5

4,5

50/50


21,0

46,2

46,2

48/50

ЦРП - ТП № 17

0,5

2,3

2,3

121/120

РТП 220 ТП № 19

8,5

17,3

17,3

67/70

РТП 220 - ТП № 55

0,02

0,1

0,1

104/95


59,3

111,0

170,3

67/70

1.6 Вибір і перевірка силового обладнання схеми електропостачання

1.6.1 Розрахунок струмів короткого замикання

Згідно з Правилами улаштування електроустановок [2], вибір і перевірка електричних апаратів і струмопровідних елементів по електродинамічної та термічної стійкості проводиться по струму трифазного короткого замикання I k (3), тому в проекті необхідно зробити розрахунок струмів короткого замикання I k (3) для всіх РУ .

Потужність короткого замикання, МВА, на шинах підстанцій, які є джерелами живлення мережевого району, наведена в таблиці 1.10

Таблиця 1.10 - Потужність короткого замикання

Найменування підстанцій


Потужність короткого замикання, МВА

РТП 220

111,8

ЦРП

70

РППЦ-АБ

87

Знаючи потужність короткого замикання, по [12] знаходимо опір джерела живлення, Ом,

. (1.17)

де U HOM - Номінальна напруга мережі, кВ;

S К.З - потужність короткого замикання джерела живлення, МВА.

Повний опір лінії, по якій буде протікати струм короткого замикання, визначаємо за формулою, Ом,

, (1.18)

де r - Активний опір лінії, Ом;

х - Індуктивний опір лінії, Ом.

Розрахунок активного і реактивного опору лінії ведемо за формулами:

, (1.19)

де - Активний опір 1 км лінії, Ом / км;

- Індуктивний опір 1 км лінії, Ом / км;

- Довжина лінії, км.

Повний опір до точки короткого замикання розраховуємо за формулою:

. (1.20)

Струм трифазного короткого замикання, кА, знаходимо за формулою:

. (1.21)

Приклад розрахунку:

Малюнок 1.3 - Схема заміщення для розрахунку струмів короткого замикання в розподільній мережі

Для ділянки ЛЕП РТП 220 - РППЦ:

  • потужність короткого замикання джерела живлення S к.з. = 111,8 МВА;

  • тип лінії - АС 50;

  • довжина лінії 2 км;

  • активний опір 1 км лінії 0,65 Ом / км;

  • реактивний опір 1 км лінії 0,392 Ом / км.

  • опір джерела живлення

Ом.

Активний опір лінії: Ом.

Індуктивний опір лінії: Ом.

Повний опір лінії:

Ом.

Опір до точки короткого замикання: Ом.

Струм короткого замикання на шинах: кА.

Результати решти розрахунків за формулами (1.17) - (1.21) наводимо в таблиці 1.11.

Таблиця 1.11 - Струми короткого замикання.

Найменування трансформаторної підстанції

, Ом

, Ом

, КА

, КА

1

2

3

4

5

ЦРП

0,151

1,085

5,588

4,862

ТП № 16 «Склад ПММ»

1,859

2,794

2,169

1,887

ТП № 17 «Локомотивне депо»

0,873

1,807

3,356

2,919

ТП № 18 «Котельня»

2,29

3,224

1,880

1,636

ТП № 55 «2 й підйом»

3,850

4,784

1,267

1,102

ТП № 19 «Водозабір»

3,827

4,761

1,273

1,108

ТП № 8

0,421

1,355

4,474

3,892

ТП № 5

1,263

2,197

2,760

2,401

ТП № 2

1,763

2,697

2,205

1,918

ТП № 20 «Очисні»

1,214

2,148

2,823

2,456

РППЦ-АБ

0,151

1,085

2,44

2,1

1.6.2 Розрахунок максимальних робочих струмів

Електричні апарати вибираємо за умовами тривалого режиму роботи порівнянням робочої напруги і найбільшого тривалого робочого струму приєднання, де передбачається встановити цей апарат, з його номінальною напругою і струмом. При виборі необхідне виконання апарата.

Розрахунок максимальних робочих струмів проводиться на підставі номінальних параметрів обладнання за формулами:

- Для вторинних вводів силових трансформаторів 10 кВ, А:

, (1.22)

де К пер - коефіцієнт, що враховує перевантаження трансформаторів, приймається рівним 1,5.

- Для збірних шин підстанції 10 кВ, А:

, (1.23)

де К рн2 - коефіцієнт розподілу навантаження на шинах вторинної напруги, що дорівнює 0,5 - при числі приєднань п'ять і більше; 0,7 - при меншій кількості приєднань.

- Для первинних вводів трансформаторів РУ 10 кВ, А:

, (1.24)

- Для збірних шин підстанції 0,4 кВ кВ, А:

, (1.25)

- Для вторинних вводів трансформаторів РУ - 0,4 кВ, А:

, (1.26)

Таблиця 1.12 - Розрахунок максимальних робочих струмів

Найменування споживача

I р max, А

1

2

Вторинна обмотка

трансформатора 10 кВ

Збірні шини підстанції 10 кВ

Первинна обмотка

трансформатора ЗРУ 10кВ

ТП 17

За знайденими максимальним робочим струмам виробляємо вибір силового обладнання за умовою:

, (1.27)

де I н - номінальний струм апарату, кА;

I раб max - максимальний робочий струм, кА.

1.6.3 Перевірка збірних жорстких шин на трансформаторних підстанціях

У закритих РУ 10 кВ збірні шини виконані жорсткими алюмінієвими шинами.

Збірні жорсткі шини перевіряються по [14]

- По довгостроково допустимому току:

, (1.28)

де I доп. - тривало допустимий струм для перевіряється перерізу, А;

I р. Max - максимальний робочий струм збірних шин.

- По термічній стійкості

, (1.29)

де q - перевіряється перетин, мм

q min - мінімальне допустимий переріз струмоведучих частини за умовою її термічної стійкості, мм ;

У к - тепловий імпульс струму короткого замикання для характерної точки підстанції, кА ;

С - коефіцієнт,

Тепловий імпульс струму короткого замикання по [14] знаходимо за формулою:

(1.30)

де I до - струм короткого замикання на шинах підстанції, кА;

- Час протікання струму короткого замикання, с;

Т а - Постійна часу ланцюга короткого замикання, с.

Знаходимо час протікання струму короткого замикання, с.,

, (1.31)

де t з - час спрацьовування основного захисту, с;

t в - повний час вимкнення вимикача, с.

- По електродинамічної стійкості

, (1.32)

Електродинамічна стійкість шин, укріплених на опорних ізоляторах, перевіряється за механічної напруги , Що виникає в них при короткому замиканні, МПа,

, (1.33)

де l - відстань між сусідніми опорними ізоляторами, м;

а - відстань між осями шин сусідніх фаз, м;

i у - ударний струм короткого замикання, кА;

W - момент опору шини щодо осі, перпендикулярної дії зусилля, м .

Ударний струм короткого замикання визначаємо за формулою

(1.34)

Момент опору однополюсних прямокутних шин при розташуванні плазом визначаємо за формулою

, (1.35)

де у - товщина шини, м;

h - ширина шини, м;

- Допустиме механічне напруження в матеріалі шин.

Приклад розрахунку:

На ЦРП встановлені шини розміром 40х5.

Перевіряємо по довгостроково допустимому току.

Для шин перерізом 200 мм , Виконаних з алюмінієвого матеріалу по [9] тривало допустимий струм I доп .= 513 А.

Максимальний розрахунковий струм збірних шин I р. Max = 69,28 А

513А> 69,28 А.

Перевіряємо по термічній стійкості:

Перетин шин q = 200 мм ;

час протікання струму короткого замикання t до = 0,14 с.

Для розподільних мереж напругою 10 кВ постійна часу ланцюга короткого замикання Та = 0,045 с.

Струм короткого замикання I к = 5,58 кА таблиця (1.11)

Тепловий імпульс струму короткого замикання:

кА 2 с.

Згідно [12] для алюмінієвих шин коефіцієнт С = 88 .

Мінімально допустимий переріз струмоведучих частини

мм 2.

Умова перевірки 200 мм > 21 мм виконується.

Перевіряємо по електродинамічної стійкості:

Момент опору шини:

м 3.

Ударний струм короткого замикання:

кА.

Механічне напруження в матеріалі шини при довжині прольоту l = 1 м і відстані між шинами фаз а = 0,25 м

МПа.

Допустиме механічне напруження в матеріалі шин [12] що більше . Таким чином, за результатами розрахунків видно, що шини, встановлені на підстанції ЦРП задовольняють умовам перевірки.

Аналогічні розрахунки для інших підстанцій наводимо в таблиці 1.12.

Таблиця 1.12 - Перевірка збірних шин в розподільних мережах 10 кВ ст. Лютнево

Найменування підстанції

Тип струмоведучих частин мм 2

Співвідношення паспортних даних і розрахункових даних



I доп. / I р. Max., А

q / qmin, мм 2

, МПа

ЦРП

А 40х5

513/69, 28

200/21

40 / 6,6

ТП № 16 «Склад ПММ»

А 40х5

513/69, 28

200/17

40/40, 2

ТП № 17 «Локомотивне депо»

А 40х4

456/173

160/15

40 / 4,3

ТП № 18 «Котельня»

А 60х6

827/69, 28

360/15

40 / 1,2

ТП № 55 «2 й підйом»

А 40х4

456/43, 3

160/22

40 / 8,3

ТП № 19 «Водозабір»

А 40х5

513/28, 3

200/16

40 / 3,9

ТП № 8

А 40х4

513/69, 28

160/35

40/21, 3

ТП № 5

А 40х4

456/109

160/49

40/31, 3

ТП № 2

А 60х6

703/69

300/18

40 / 2,4

ТП № 20 «Очисні»

А 40х4

456/43, 3

160/18

40 / 5,7

РППЦ-АБ

А 30х4

347/70

120/28

40/25, 3

За результатами розрахунків видно, що збірні шини в розподільних мережах 10 кВ, повністю задовольняють паспортним даним.

Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Фізика та енергетика | Диплом
236.6кб. | скачати


Схожі роботи:
Вибір апаратури й устаткування розподільних пристроїв і трансформаторних підстанцій
Устаткування теплових мереж
Модернізація та технічне переозброєння електрообладнання і мереж електроустановки об`єкта
Втрати електроенергії в розподільних електричних мережах
Заходи безпеки при монтажі розподільних пристроїв
Вологозахист РЕЗ
Регулювання джерел живлення РЕЗ
Виготовлення деталей РЕЗ з пластмас
Параметрична оптимізація в задачах проектування РЕЗ
© Усі права захищені
написати до нас
Рейтинг@Mail.ru