Реконструкция электрической части подстанции 110/6 кВ химзавода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реконструкция электрической части подстанции 110/6 кВ химзавода

Аннотация

электрический нагрузка ток подстанция

В выпускной квалификационной работе бакалавра произведен расчет электрических нагрузок ГПП, выбор и обоснование силовых трансформаторов, расчет токов короткого замыкания и выбор современного оборудования для реконструкции подстанции 110/6 кВ химзавода.

Произведена реконструкция ОРУ-110 кВ с установкой нового оборудования, выбрана новая более надежная схема ОРУ с высоковольтными выключателями вместо отделителей и короткозамыкателей.

ЗРУ-6 кВ выбраны новые ячейки КРУ, включая высоковольтные выключатели, трансформаторы тока и напряжения, блоки микропроцессорной защиты.

Введение

На промышленном предприятии, стройке, предприятии добывающих и перерабатывающих отраслей промышленности и сельского хозяйства, электрифицированного транспорта, городских и сельских населенных пунктов и других объектов невозможно обеспечить производство, работу технологических установок без использования электрической энергии [1-4].

Совокупность электроустановок для производства и передачи электрической энергии в системе электроснабжения предприятия может быть собственностью предприятия, принадлежать другому предприятию или объединению.

Собственная электростанция может обеспечить электрической энергией все технологические процессы предприятия, передать электрическую энергию к электроприемникам по электрическим сетям, принадлежащим предприятию. Предприятия также могут получать электрическую энергию от электростанций и подстанций, принадлежащих энергетической системе или промышленному предприятию, расположенному по соседству.

Наибольшее распространение получила схема, по которой предприятия получают электрическую энергию от электрических сетей региональной энергосистемы, входящей в единую энергосистему. Электроэнергия производится на электростанциях энергосистемы и передается к месту потребления по ее сетям на напряжении 110-220 кВ. Предприятие имеет понижающую трансформаторную подстанцию, на которой происходит ее преобразование до напряжения распределительных сетей предприятия 6-20 кВ, где электроэнергия распределяется по потребительским подстанциям, а от них -к низковольтным распределительным пунктам и электроприемникам.

Систему электроснабжения (СЭС) можно разделить на три системы:

Систему внешнего электроснабжения предприятия;

Систему внутреннего электроснабжения;

систему внутрицехового электроснабжения и электропотребления.

К системе внешнего электроснабжения предприятия относятся электроустановки и устройства между узловым распределительным пунктом энергосистемы (УРП) и главной понизительной подстанцией (ГПП) или подстанцией глубокого ввода (ПГВ) предприятия. В качестве номинальных напряжений в системе внешнего электроснабжения промышленного предприятия применяются напряжения 35, 110, 220 кВ.

Грамотно выполненный расчет дает возможность определить оптимальные расчетные величины для выбора электрооборудования подстанции, позволяющие осуществлять ее перспективное развитие и в то же время не допускать перерасхода материалов и денежных средств, выбора трансформаторов, работающих с большой недогрузкой.

Главная понизительная подстанция должна отвечать следующим требованиям: обеспечивать высокую надежность электроснабжения потребителей; соответствие передаваемой электроэнергии требованиям ГОСТ; безопасность эксплуатирующего персонала; экономичность при сооружении и последующей эксплуатации; возможность последующего изменения вместе с требованиями предприятия и технологическим процессом; минимальные потери электроэнергии; отсутствие вредного воздействия на экологию и окружающую среду.

Целью бакалаврской работы является повышение надежности главной понизительной подстанции ГПП-3 «НКНХ» для обеспечения бесперебойного электроснабжения химических заводов.

1. Характеристика объекта проектирования

Компания НКНХ является крупным производителем синтетических каучуков, пластиков и этилена.

ПАО «НКНХ» является одним из крупных потребителей энергоресурсов среди промышленных предприятий Республики Татарстан. За 2014 год компанией потреблено 2566187 тыс. кВт•ч электрической энергии, что в денежном выражении составило 5414 млн. рублей.

С 2000 по 2010 годы успешно выполнены Первая и Вторая программы энергосбережения, которые привели к снижению затрат на покупку энергоресурсов, существенному снижению удельных норм расхода электрической энергии на выпуск продукции. За время действия этих Программ с2000 по 2010 годы в компании внедрено 875 энергосберегающих мероприятий, в рамках которых экономия достигла 5,2 млн. Гкал тепла, 240 млн. кВт•ч электроэнергии и 156 тыс. тонн условного топлива на сумму 3,3 млрд. рублей.

ВПАО «НКНХ» с 2007 года запущен в работу блок ГТУ-75, который обладает высокими технико-экономическими характеристиками и позволяет повысить надежность электроснабжения предприятия и приводит к повышению маневренности энергетического оборудования Нижнекамской ТЭЦ. За 2007-2014 г. ГТУ-75 произведено 3,737 млрд. кВт•ч электроэнергии.

Согласно Программе реконструкции и модернизации выработавшего ресурс электрооборудования в Компании проводится замена устаревших щитов станций управления (ЩСУ) на современные модели. Реализация данной Программы началась в 2005 году и продлится до 2016 года. Планируется в общей сложности произвести замену 250 ЩСУ, 27 РП и ТП. По этой Программе уже заменено 165 ЩСУ.

При реализации запланированных мероприятий по повышению надежности электроснабжения Нижнекамского промузла в ПАО «НКНХ» завершена реконструкция оборудования на трех главных понизительных 7 подстанциях: ГПП-9, обслуживающей производства второй промышленной зоны, и ГПП-6, ГПП-7 - первой промзоны.

Произведена замена систем разъединителей открытых распределительных устройств ОРУ-110 кВ. Силовая часть нового оборудования привязана к автоматической системе управления защит.

В результате произведенной реконструкции упростился процесс управления переключениями на подстанции, повысилась надежность всей системы электроснабжения.

В рамках реализации программы повышения надежности электроснабжения на 11 ГПП планируется произвести замену устаревших систем «отделитель - короткозамыкатель» на современные высоковольтные элегазовые выключатели.

ГПП-3 ПАО «НКНХ» введена в эксплуатацию в 1976 году. Все оборудование на подстанции, включая и трансформаторы, польского производства компании «ЭЛТА».

На подстанции установлено два силовых трансформаторами TRD-31500/110/6 производства польской компании «ЭЛТА». Подстанция является проходной. Питание ГПП производится по линиям 110 кВ от ТЭЦ-1 Нижнекамска и от ГПП «Нижнекамская».

От ГПП-3 запитаны заводы СинтезКаучук и БутилКаучук. На территории заводов располагается большое количество потребителей электроэнергии первой категории.

Схема подстанции выполнена с отделителями и короткозамыкателями и согласно программе по повышению надежности электроснабжения и уменьшения рисков перерывов в электроснабжении Нижнекамского промышленного узла планируется их замена на элегазовые выключатели.

2. Расчет электрических нагрузок ГПП

Перечень электрических нагрузок ГПП приведен в таблице 2.1. Таблица 2.1 - Перечень электрических нагрузок ГПП-3

Источниками электрической энергии для подстанции являются одноцепные линии электропередач напряжением 110 кВ от ТЭЦ-1 (расстояние 2,91 км) и ГПП «Нижнекамская» (расстояние 10 км). Мощность короткого замыкания равна 3500 МВА.

- городские потребители:

WТП=60 х 0,8 (1 2 х 0,8 2,6 х 0,6 3,6 х 0,3 1,76) 103 х 5414, 4 МВт ч;

- потребители НС:

WРП =гор. х 3,762 (1 2,8 х 0,91 2, 2 х 0,75 3,76) 103 х 28944,828 МВт ч;

- потребители хим. завода:

WРП =2 х 7 (1 0,7 х 0,91 2 х 0,8 1,8 х 0,72 2,8 х 0, 4 1, 46) 103 х45920 МВт ч;

WРП =6 х 8,960 (1 0,7 х 0,91 2 х 0,8 1,8 х 0,72 2,8 х 0, 4 1, 46) 103 х58777,6 МВт ч;

WРП =11 х 11,51 (1 0,7 х 0,91 2 х 0,8 1,8 х 0,72 2,8 х 0, 4 1, 46) 103 х75505,6 МВт ч;

WРП =18 х 9,39 (1 0,7 х 0,91 2 х 0,8 1,8 х 0,72 2,8 х 0, 4 1, 46) 103 х61598, 4 МВт ч;

WРП =19 х 2, 4 (1 0,7 х 0,91 2 х 0,8 1,8 х 0,72 2,8 х 0, 4 1, 46) 103 х15744 МВт ч;

WРП =924 х 5,805 (1 0,7 х 0,91 2 х 0,8 1,8 х 0,72 2,8 х 0, 4 1, 46) 103 х38080,8 МВт ч;

WТП =АГНКС х 0,9 (1 0,7 х 0,91 2 х 0,8 1,8 х 0,72 2,8 х 0, 4 1, 46) 103 х5904 МВт ч;

3. Выбор силовых трансформаторов ГПП

Работа силовых трансформаторов (СТ) возможна при соблюдении нормированных условий их эксплуатации на протяжении всего срока службы [3]. В реальных условиях эксплуатации могут возникать перегрузки трансформатора.

Перегрузка по напряжению силового трансформатора должна нормально исключаться схемой и режимом работы электрической сети и защитными устройствами. Таким образом, обычно рассматривается возможная допустимость перегрузок по мощности или току в условиях изменения температуры охлаждающей среды.

Под нагрузочной способностью силового трансформатора по нимают его свойство нести нагрузку выше номинальной при условиях эксплуатации, определяемых предварительной нагрузкой и температурой охлаждающей среды. Трансформаторы могут без ущерба для нормального срока службы работать в течение части суток с нагрузкой, превышающей номинальную, если в другую часть рассматриваемого периода их нагрузка меньше номинальной. Критерием допустимости того или иного режима в течение суток является не номинальная мощность, а износ изоляции за рассматриваемый период. Если при выборе мощности трансформаторов и их эксплуатации руководствоваться только номинальной мощностью, они будут недоиспользованы.

Наивыгоднейшая мощность трансформатора соответствует минимальным ежегодным затратам. Мощность трансформатора зависит от величины и продолжительности максимума нагрузки, графика электрической нагрузки и длительности нарастания ее по годам, коэффициента мощности, удаленности трансформатора от источника питания, числа часов работы предприятия, стоимости энергии, условий окружающей среды и др. Эти факторы могут быть различных сочетаниях, и в зависимости от них получаются различные значения наивыгоднейшей номинальной мощности трансформаторов. Работа трансформаторов может оказаться выгодной как с недогрузкой, так и с перегрузкой, не допуская, конечно, предела теплового износа трансформатора, приводящего к сокращению его нормального срока службы. Величина и продолжительность перегрузок зависит от коэффициента заполнения суточного графика нагрузки, температуры окружающего .воздуха, системы охлаждения трансформатора и др. Температура окружающего воздуха 40 °С, принятая в стандарте, не держится длительно даже в жарких поясах и колеблется в очень больших пределах, достигая значений 25-35 °С. Поэтому даже при одинаковом максимуме нагрузки наивыгоднейшие мощности трансформаторов могут быть разными, если режим их работы неодинаков. К тому же перечисленные факторы могут меняться во времени, что бывает очень трудно учесть заранее. Для правильного выбора мощности трансформатора необходимо иметь график его нагрузки или, в крайнем случае, знать максимальную и среднесуточную нагрузки данной подстанции и хотя бы приблизительно суммарную продолжительность максимума нагрузки.

Выбор числа и мощности СТ ГПП

Поскольку присутствуют потребители 1 и 2 категории по надежности электроснабжения, то выбираем двухтрансформаторную ГПП. Мощность трансформатора определяем:



Sном . т 0,8 56, 443 1,14 32, 25 МВА.

В настоящее время на ГПП установлены силовые трансформаторы TRD-31500/110/6 . Паспортные данные трансформаторов сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Паспортные данные трансформатора TRD-31500/110/6

	Sном . т ,				Паспортные данные
Марка		U ном	, кВ
	МВА			uк , %	Pк , кВт	Pх , кВт	Iк ,%
		ВН		НН
TRD	31.5	115		6,3	11,55	158,3	35,475	0,7

3.2 Технико-экономический выбор номинальной мощности силовых трансформаторов ГПП

Найдем приведенные потери мощности:

Приведенные потери мощности СТ в режиме ХХ:



Приведенные потери мощности в режиме КЗ:

где:

Qk U100k(%) Sном .Т 11,55100 31500 340, 2 квар.

Потери электроэнергии WПС найдем из годовых графиков нагрузки для соответствующих обмоток СТ:

3)WПС 2 46,5 700 ( 12 340, 2 1, 46 2 700) 318909, 612 кВт ч;

4)WПС 2 46,5 100 ( 12 340, 2 1, 25 2 100) 35878,125 кВт ч;

5)WПС 2 46,5 1700 ( 12 340, 2 1, 26 2 1700) 617186, 292 кВт ч;

6)WПС 2 46,5 100 ( 12 340, 2 1,132 100) 31020, 69 кВт ч;

7)WПС 2 46,5 400 ( 12 340, 2 1,15 2 400) 127182,9 кВт ч;

8)WПС 2 46,5 2000 ( 12 340, 2 1, 25 2 2000) 717562,5 кВт ч;

9)WПС 2 46,5 300 ( 12 340, 2 1,14 2 300) 94218,58 кВт ч;

Результаты расчетов потерь электроэнергии в трансформаторах приведены в таблице 3.2

Таблица 3.2- Результаты расчетов потерь электроэнергии в СТ

Экономическая нагрузка СТ для ГПП:

Стоимость годовых потерь электроэнергии в СТ:

Определяем потери электроэнергии в СТ:

Стоимость потерь электроэнергии в СТ за год:

ИЭ Wпс CЭ 2175946 1, 0276164 2236037, 7 руб,

К 18000000 2 36000000 руб -капитальные затраты на трансформаторы ГПП

ИО рсум К 0,094 36000000 3384000 руб; Приведенные затраты:

Зпр ЕН К И ЕН К И О ИЭ 0, 45 36000000 3384000 2236037,7 21820037,7 руб.

Несмотря на большие приведенные затраты вариант с СТ ТРДН-40000/110 обладает меньшими потерями электроэнергии и запасом по пропускной способности, поэтому для установки на ГПП выбираем вариант с силовыми трансформаторами ТРДН-40000/110.

4. Выбор электрической схемы ГПП

Схема ГПП зависит от схемы присоединения подстанции к питающей сети и, исходя из общей схемы электроснабжения промышленного предприятия, должна удовлетворять ряду требований [3, 7, 10, 11]:

- обеспечивать необходимую надежность электроснабжения потребителей предприятия;

-обеспечивать перспективу развития;

-давать возможность выполнения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения большого количества присоединений.

При определенных условиях на ГПП необходимо применение силовых выключателей. Обоснованиями для применения схем с выключателями являются следующие особенности потребителей электроэнергии:

-условия самозапуска электродвигателей, подключенных к секциям распределительного устройства напряжением 6-10 кВ. Так как время действия АВР при применении схем с отделителями, больше чем в схемах с выключателями на стороне высшего напряжения;

-усложнение защиты и автоматики при применении отделителей;

-если по условиям развития предприятия на данной подстанции потребуется установка сборных шин 110-220 кВ;

-при включении трансформаторов подстанции в рассечку транзитных линий или линий с двусторонним питанием;

-если по техническим причинам не могут быть применены короткозамыкатели, а стоимость устройств и кабелей для передачи отключающего импульса велика.

Выбираем блочную схему с установкой выключателей только на вводах к трансформаторам, схема представлена на рисунке 4.1. Подстанция является проходной. РУ НН выполняется с двумя секционированными системами шин.

5. Расчет токов КЗ

Ток КЗ рассчитывается при отключенном положении всех секционных выключателей [3, 13, 20]. Расчет токов КЗ может проводиться в именованных единицах или относительных (точное приведение или приближенное).

Для проверки электрооборудования на высшем напряжении намечается точка К1 и рассчитывается ток КЗ от внешних источников Iпо.вн. При этом, если со стороны высшего напряжения установлены выключатели, то при проверке их на отключающую способность затухание от внешних источников можно не учитывать, т.к. их мощность, как правило, значительно больше мощности подстанции, т. е. Iпо ? Iпф.

Электрооборудование РУ 6-10 кВ ГПП (точка K2), РУ1 и РУ2 6-10 кВ (точки КЗ, К4) должно быть проверено по суммарным токам КЗ в указанных точках, т. е. токов КЗ от внешних источников и токов подпитки от двигателей. Расчет суммарных токов КЗ в точках К5 и К6 на стороне ВН трансформаторов КТП необходим для расчета токов КЗ в сети напряжением ниже 1000 В.

Е”* б ,с 1,0, Sб 1000 МВА.

Токи КЗ в точках К1 и К5:

S КЗ 3 I КЗ(3) Uн 3 17, 61 115 3504,3 МВА;

i уд 2 I п , о K уд 2 17,61 1,72 42,83 кА;

Сопротивления до точек К3 и К4:

Результаты расчетов токов КЗ сведем в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Результаты расчетов токов КЗ

117,6142,835041,72

213,434,226791,8

3, 417,32471891,92

517,6142,835041,72

68,5521,717031,8

7, 816,645,2181,61,92

6. Выбор электрических аппаратов ОРУ и ЗРУ

Выбор аппаратов на стороне 110 кВ ГПП

Выбор высоковольтного выключателя

Выбор высоковольтного выключателя производится по следующим параметрам:

1)номинальному напряжению - U ном х Uсет . ном ;

2)номинальному току - I ном.д л х Iпрод. расч ;

3)отключающей способности:

а) на симметричный ток отключения - I n ,х Iоткл. ном ;

б) на отключение апериодической составляющей тока КЗ -

4)на электродинамическую стойкость.

I n ,о Iпр .с ,i уд. iпр .с

5)на термическую стойкость:



Рассмотрим варианты с высоковольтными колонковыми элегазовыми выключателями LTB 145 D1/B производства АВВ и 3AP1FG-145/EK производства "Евроконтракт".

Ток продолжительного режима:

Термическая стойкость с продолжительностью КЗ tоткл 0, 2 с составляет:

Вк I п2,о (tоткл Т а ) 13,452 (0,2 0,05) 45,22 кА2 с.

при Iп3,о 13, 45 кА; iуд 34, 23 кА. и х 0, 01 t с . в 0, 01 0, 04 0, 05 с :

ia ,х 2 I п , о e х /Ta 2 13, 45 e 0.05/0.05 6,997 кА.

Результаты сравнения сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Расчетные и каталожные данные выключателя LTB 145 D1/B

Выбор гибких шин

Выбираем гибкие шины до силового трансформатора TРДН-40000/110.

Тmax 6000 ч, Iп(3),о 13, 45 кА, iуд 34, 23 кА .

Шины выполняем гибкими сталеалюминевыми проводами.

Выбираем провод АСКС - 240 / 32 : s 240 мм2 , d 21, 6 мм , Iдоп 605 А.

Проверяем выбранные провода по длительно допустимому току:

Imax 281 А I дл.доп 605 А;

Начальная критическая напряженность электрического поля:

Напряженность электрического поля около провода:

где Dср . г 1,26 D 1,26 400 см .

Условие отсутствия коронирования:

1,07Е 1,07 14,123 15,11 кВ / см 0,9Е0 0,9 31,98 28,78 кВ / см.Т.е. провод не коронирует.

Выбираем высоковольтный выключатель ВВУ-СЭЩ-10 производства Электощит г. Самара, т.к. у выключателя LF3 амплитуда номинального тока отключения ia.ном 9, 6 кА меньше, чем апериодическая составляющая тока КЗ

Таблица 6.8 - Сравнение характеристик высоковольтных выключателей LF3 и ВВУ-СЭЩ-10

Максимальный ток фидера к ТП-60:

Iном 1600 А; Iоткл. ном 40 кА; iпр .с 100 кА; Iпр . с 40 кА.

Выбираем высоковольтный выключатель ВВУ СЭЩ П 10с

Iном 1600 А; Iоткл. ном 40 кА; iпр .с 100 кА; Iпр . с 40 кА;

Iном 2000 А; Iоткл. ном 40 кА; iпр. с 100 кА; Iпр. с 40 кА;

Iном 1600 А; Iоткл. ном 40 кА; iпр. с 100 кА; Iпр. с 40 кА;

Iном 1600 А; Iоткл. ном 40 кА; iпр. с 100 кА; Iпр. с 40 кА;

Выбор трансформатора тока Расчетные токи послеаварийного режима: - для вводов 1-4.

Выбираем трансформатор тока (ТТ) ТШЛ-СЭЩ-10.

I1ном 3000 А , К эд =23,57 , tТ =3 с., Z2 ном. =1,2 Ом

Вторичная нагрузка ТТ ТШЛ-СЭЩ-10 состоит из счетчика активной и реактивной энергии с S = 2.5 ВА на фазу, амперметра с S = 0.5 ВА на фазу и терминалов защиты ЭКРА с S = 20 ВА на фазу.

Принимая длину медных проводов l=40 м:Принимаем стандартное сечение провода 6 мм2.

Результаты выбора ТТ сведем в таблицу 6.10.

Таблица 6.10 - Результаты выбора ТТ ТОЛ-СЭЩ-10

Выбор трансформатора напряжения (ТН)

Выбираем ТН типа НАЛИ-СЭЩ-6-3.

Вторичная нагрузка ТН НАЛИ-СЭЩ-6-3 состоит из: вольтметра Ц42702 с Р= 2 Вт; счетчика активной энергии СЭТ - 4ТМ03М с Р = 5 Вт и Q = 3 вар и терминалов защиты ЭКРА БЭ2502 с Р = 15 Вт.

Выбранный ТН НАЛИ-СЭЩ-6-3 имеет Sном = 400 ВА в классе точности 0,5. Т.к. S2 х 22 Sном. 400 ВА, ТН будет работать в классе точности 0,5.

Выбор кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ)

Выбираем кабельную линию, выполненную трехжильным кабелем с изоляцией из СПЭ типа АПвКсВнг-LS, подключенную к выключателю ВВУ-СЭЩ-П-10сIном=3150,tоткл. в 0,03 с ,tр . з. 1 с ,Та 0,01 с ,Iп ,о 17,32 кА .

Кабель прокладывается в ЗРУ с 30 оС , Тmax 4500 Критическое максимальное время КЗ определяется:

Выбираем сечение кабеля 95 мм2. С учетом поправки на температуру воздуха Iдл . доп 0,96 (248 3) 1 714,24 А> Imax 108 А.

1)при расположении в плоскости

xкаб худl х 0,189х1240 103 0,234 Ом;

2)при расположении треугольником

xкаб худl х 0,112х1240 103 0,138 Ом;

rкаб R= l х 0,33х1240 103 0,41 Ом;

R= R20 х228,0 х / 248,0 0,32 х228 30х / 248 0,33.

где R20 - сопротивление жилы при 20°С, Ом/км, Rх - сопротивление жилы при 30°С, Ом/км.

1)Результирующее полное сопротивление кабеля при расположении в плоскости:

2)Результирующее полное сопротивление кабеля при расположении треугольником:

Интеграл Джоуля:

1)Вк I п2,о (tоткл t рз Tа ) 9, 44 2 (0,03 1 0,01) 92,67 106 А2 с .

2)Вк I п2, о (tоткл t рз Tа ) 10,52 (0,03 1 0,01) 114,66 106 А2 с .

Минимально допустимое сечение по термической стойкости:

Т.е. выбранный кабель не проходит проверку по термической стойкости и к установке принимается кабель сечением 120 мм2. Результаты выбора кабелей сведем в таблицу 6.11.

Таблица 6.11 - Результаты выбора кабелей к потребителям

Выбор жестких шин

Ошиновка в шкафах КРУ выполняется алюминиевыми шинами.

Выбираем шины от СТ до КРУ и изоляторы..

Расчетный ток:

Выбираем шины коробчатого сечения (100Ч2) мм2 , с Iдоп = 2820 А.

Проверяем по нагреву в длительном режиме:

Imax 2556 А Iдоп 2820 А .

Минимальное термическое сечение:



Шины обладают термической стойкостью, так как

Удельная масса шины:

т2,7 103 (2 244) 100 131,76 кг / м.

Выполним проверку шины на электродинамическую стойкость:

Шины обладают механической прочностью, т.к. выполняется неравенство раб 2,986 МПа доп 213 МПа .

Выбираем опорные изоляторы ИОР - 10 - 16,00 УХЛЗ высотой



Выполним проверку изолятора на электродинамическую стойкость:

изолятор проходит проверку, т.к.

Fрасч 237,931 Н 0,6 Fразр. 0,6 42500 25500 Н .

7.Выбор КРУ

На ГПП комплектное распределительное устройство производства ELTA находится в эксплуатации с 1976 г. и нуждается в полной замене оборудования в связи с моральным и техническим износом. Существующие ячейки укомплектованы маломасляными выключателями ВМП-10 которые выработали свой ресурс.

Для замены устаревших ячеек выбираем ячейки КРУ-СЭЩ-70 производства Электрощит г. Самара.

8. Выбор микропроцессорной релейной защиты

Согласно ПУЭ и РД по релейной защите на силовых трансформаторах ГПП применяются следующие виды защит:

а) Газовая защита;

б) Продольная дифференциальная защита; в) Максимальные токовые защиты (МТЗ).

Для подключения МТЗ и ДЗТ на стороне 110 кВ используются отдельные обмотки ТТ.

Релейная защита оборудования подстанции 110 кВ и силовых трансформаторов выполняется с использованием шкафов ШЭ2607 на базе микропроцессорного терминала защиты БЭ2704.

Шкаф ШЭ2607 состоит из двух комплектов.

Первый комплект реализует функции основных и резервных защит силового трансформатора. Второй комплект реализует функции РПН.

Защита от перегрузки СТ

Защита от перегрузки СТ устанавливается со стороны ВН и действует на сигнал. Ток срабатывания:

Выдержка времени выбирается на ступень больше, чем у других защит ГПП. Выбираем tсз . ЗП 9 с .

Ток срабатывания автоматики охлаждения

Устройство блокировки РПН при перегрузке на стороне ВН

Максимальная токовая защита с пуском по напряжению со стороны

Ток срабатывания по условию отстройки от тока нагрузки:

Принимаем Iсз . В 6 7,8 А .

Выдержка времени:

t сз . В 6 t сз . отх . линии t 1,2 0,4 1,6 с .

где t 0,4 с .

Вторая ступень.

Ток срабатывания по условию отстройки от тока нагрузки:

Iсз . В 6 Котс I ном . НН / К В КТТ . НН 1( НН 2) 1,2 1833 / 0,95 30005 3,85 А.

Ток срабатывания по согласованию с защитой отходящей линии 6 кВ с учетом нагрузки:

Iсз . В 6 Кнс ( I ном . НН I сз .отх . линии ) / КТТ . НН 1( НН 2)

1,1 (1833 3000) / 30005 8,86 А.

Ток срабатывания по согласованию с МТЗ СВ 6кВ

Iсз . В 6 Кнс ( Iсз . В 6 ) / КТТ . НН 1( НН 2) 1,1 (5316) / 30005 9,74 А.

Принимаем Iсз . В 6 10 А .

Автоматическое ускорение МТЗ НН.

Автоматическое ускорение вводится автоматически при включении ввода вручную и в режиме АПВ.

Время срабатывания МТЗ НН на отключение силового трансформатора:

tсз .Т tсз . В 62ступень t 1,9 0,3 2,2 с .

Выбор уставки по напряжению.

Первичное напряжение срабатывания защиты по условию обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ:

Первичное напряжение срабатывания защиты по условию отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:

Принимаем Uсз 50 В .

Для фильтра-реле напряжения обратной последовательности комбинированного пуска напряжения:

U 2 сз . 0,06 Uном 0,06 100 6 В.

Проверка чувствительности МТЗ НН

Первая ступень

МТЗ с пуском по напряжению стороны ВН

Ток срабатывания с учетом отстройки от номинального тока трансформатора



где К В 0,95;

Ток срабатывания с учетом согласования с МТЗ НН

где Котс 1,1;

Принимаем Iсз . В110 3,0 А .

Выдержка времени при отключенном положении СВ1 НН, СВ2 НН :

tсз . В110 tсз . В 6 1ступень t 1,6 0,3 1,9 с .

Выдержка времени при включенном положении СВ1 НН, СВ2 НН:

tсз . В110 tсз . В 6 2ступень t 1,9 0,3 2,2 с.

Проверка чувствительности МТЗ ВН

Выбор уставок терминала БЭ2704 V073

МТЗ с пуском по напряжению стороны ВН Первая ступень

Уставки принимаем такие же, как для МТЗ ВН в терминале БЭ2704 V041.

Iсз . В110 3,0 А ;

t сз . В110 t сз . В 6 t 1,9 0,3 2,2 с .

Вторая ступень не используется.

9.Собственные нужды ГПП

К электроприемникам собственных нужд ГПП относятся: электродвигатели системы охлаждения силовых трансформаторов; устройства обогрева масляных высоковольтных выключателей и шкафов распределительных устройств с установленными в них аппаратами и приборами; установки электрического освещения и электроотопления помещений; наружное освещение территории ГПП [11, 16]. К наиболее ответственным потребителям относятся устройства управления, релейной защиты и автоматики, сигнализации и телемеханики. От этих устройств зависит работа основного оборудования ГПП и кратковременное прекращение их электроснабжения может привести к частичному или полному отключению подстанции. Электроприемники собственных нужд, перерыв в электроснабжении которых не вызывает отключения основного оборудования ГПП или снижения передаваемой мощности, относят к неответственным.

Для надежного электроснабжения потребителей собственных нужд ГПП предусматривается установка не менее двух трансформаторов собственных нужд (СН). К трансформаторам собственных нужд ГПП могут быть подключены только потребители этой подстанции. Согласно схемам собственных нужд ГПП предусматривают присоединение трансформаторов СН к различным источникам питания (вводам силовых трансформаторов или секциям РУ). На стороне низкого напряжения трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с взаимным резервированием с помощью устройства автоматического ввода резерва.

К потребителям собственных нужд ГПП относятся:

1.Электродвигатели охлаждения трансформаторов - РСН = 29,6 кВт;

2.Отопление, освещение, вентиляция ОПУ - РСН = 60 кВт;

3.Отопление, освещение, вентиляция ЗРУ 6 кВ - РСН = 7 кВт;

4.Отопление, освещение, вентиляция здания разъездного персонала - РСН= 5,5 кВт;

5.Освещение ОРУ 110 кВ - РСН = 2,5 кВт;

6.Обогрев приводов выключателей на 6 кВ - РСН = 2,5 кВт;

7.Подогрев релейного шкафа - РСН = 1 кВт;

8.Подогрев приводов разъединителей и выключателей - РСН = 0,6 кВт; Суммарная нагрузка собственных нужд подстанции составляет 189,7 кВт.

Мощность трансформаторов собственных нужд при коэффициенте загрузки кз 0, 7

SТ .С . Н . k з PiС . Н . 0,7 189,7 132,79 кВА.

Таким образом, для главной понизительной подстанции выбираем два ТСН мощностью 2хТСН-145 кВА.

Заключение

Ввыпускной квалификационной работе бакалавра разработаны мероприятия по реконструкции ГПП, питающей химические производства города Нижнекамска. Произведено технико-экономическое сравнение установленных сейчас на подстанции силовых трансформаторов TRD-31500/110/6 польской фирмы ELTA и новых силовых трансформаторов ТРДН-40000/110/6,3-6,3, выпускаемых заводом «Тольяттинский трансформатор», последние и были приняты к установке как обладающие меньшими потерями электроэнергии и запасом по пропускной способности.

Выбрана схема ОРУ 110 кВ с высоковольтными выключателями взамен схемы с отделителями и короткозамыкателями.

Выполнен расчет токов короткого замыкания для проверки выбранного оборудования 110 и 6 кВ.

Для ОРУ 110 кВ выбрано оборудование производства компании АВВ. Для ЗРУ 6 кВ выбраны шкафы КРУ-СЭЩ-70 «Самсон» выпускаемые заводом «Электрощит» в г. Самара.

Выбрана релейная защита оборудования подстанции 110 кВ и силовых трансформаторов с использованием шкафов ШЭ2607 на базе микропроцессорного терминала защиты БЭ2704 и произведен расчет ее уставок.

Определена мощность потребителей собственных нужд и выбраны трансформаторы собственных нужд.

Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок, 7-е издание. - М.; Academia,2016.

2 Правила технической эксплуатации электроустановок. - М.: ФОРУМ-М, 2015.

3Анчарова, Т.В. Электроснабжение и электрооборудование зданий и сооружений. Учебник / Т.В. Анчарова, М.А. Рашевская, Е.Д. Стебунова - Москва: Форум, 2014.

4Щербаков, Е.Ф. Электроснабжение и электропотребление на предприятиях. Учебное пособие / Е.Ф. Щербаков - Москва: Форум, 2014.

5Гвоздев, С.М. Энергоэффективное электрическое освещение. Учебное пособие / С.М. Гвоздев, Д.И. Панфилов, Т.К. Романова - М.: Издательский дом МЭИ, 2013.

6Кудрин, Б.И. Электроснабжение: Учебник / Б.И. Кудрин - М.:

7Сибикин, Ю.Д. Пособие к курсовому и дипломному проектированию электроснабжения промышленных, сельскохозяйственных и городских объектов. Учебное пособие / Ю.Д. Сибикин - Москва: Форум, 2015.

8Хорольский, В.Я. Прикладные методы для решения задач электроэнергетики. Учебное пособие / В.Я. Хорольский - Москва: Форум, 2015.

9Дьяков, А.Ф. Электромагнитная совместимость и молниезащита в электроэнергетике: учебник для вузов / А.Ф. Дьяков - Москва: МЭИ, 2015.

10Сибикин, Ю.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. Учебное пособие / Ю.Д. Сибикин - Москва: Форум, 2015.

11Старшинов, В.А. Электрическая часть электростанций и подстанций. Учебное пособие / В.А. Старшинов, М.В. Пираторов, М.А. Козинова. - М.: Издательский дом МЭИ, 2015.

12 Шеховцов, В.П. Расчет и проектирование ОУ и электроустановок промышленных механизмов. Учебное пособие / В.П. Шеховцов - М.: Форум, Инфра-М, 2015.

13Кудрин, Б.И. Электроснабжение потребителей и режимы. Учебное пособие для вузов / Б.И. Кудрин, Б.В. Жилин, Ю.В. Матюнина - М.: Издательский дом МЭИ, 2013.

14 Шведов, Г.В. Потери электроэнергии при ее транспорте по электрическим сетям: расчет, анализ, нормирование и снижение. Учебное пособие / Г.В. Шведов, О.В. Скрипачева, О.В. Савченко - М.: Издательский дом МЭИ, 2013.

15Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов. - 5-е изд., перераб. и доп./ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 2013.

16Рожкова, Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для сред. проф. образования/ Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В.Чиркова. - М.: изд. центр «Академия», 2004.

17Макаров, Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ: в 6 т.: учеб.- произв. изд. Т.3/ под ред. И.Т. Горюнова и др. - М. : Папирус Про, 2004.

18Плащанский, Л.А. Основы электроснабжения. Раздел "Релейная защита электроустановок" / Л.А. Плащанский - Москва: Издательство Московского государственного горного университета, 2013.

19Ополева, Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: учеб. пособие.- М.: Форум-Инфра-М, 2006.

20Кудрин, Б.И. Электроснабжение: Учебник / Б.И. Кудрин - М.:Academia, 2015.

21Chaudhuri, B. Robust damping of inter-area oscillations through controllable phase shifters using global signals. - Power Engineering Society General Meeting, 2003, IEEE, On page(s): 1673 - 1679, Vol. 3, 2003.

22 Rasmussen, J. Synchronized phasor measurements of a power system. - Power Tech Conference Proceedings, 2003 IEEE Bologna, On page(s): 5 pp. Vol.3, 2003.

23 Nuqui, R.F. Phasor measurement unit placement techniques for complete and incomplete observability/ R.F. Nuqui, A.G. Phadke. - Power Delivery, IEEE Transactions on, On page(s): 2381 - 2388 Volume: 20, Issue: 4, 2005.

24 Pal, A. A PMU Placement Scheme Ensuring Real-Time Monitoring of Critical Buses of the Network/ A. Pal, G.A. Sanchez-Ayala, V.A. Centeno, J.S. Thorp, , Power Delivery, IEEE Transactions on,On page(s): 510 - 517 Volume: 29, Issue: 2, 2014.

25 Wang, Z. Generating Statistically Correct Random Topologies for Testing Smart Grid Communication and Control Networks/ Z. Wang, A. Scaglione, R. J. Thomas. - Smart Grid, IEEE Transactions on, On page(s): 28 - 39, Volume: 1, Issue: 1, 2010.

Размещено на Allbest.ru

...