Главная / Рефераты / Прочие рефераты
Реферат: Анализ работы подстанции Южная с исследованием надежности
Notice: Undefined variable: ref_img in /home/area7ru/area7.ru/docs/referat.php on line 323
МИНИСТЕРСТВООБЩЕГО И ПРОФЕСИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ЛИПЕЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра электрооборудования
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к дипломному проекту по специальности 18.13.00. – «Внутризаводское электрооборудование» на тему:
Студент
(фамилия, имя, отчество полностью) группа
(подпись студента)
Руководитель дипломного проекта _
(ученое звание, степень, фамилия, имя, отчество, подпись)
Консультанты: по _
(наименование раздела, ученое звание, степень, фамилия, имя, отчество, подпись)
по _
(наименование раздела, ученое звание, степень, фамилия, имя, отчество, подпись)
по _
(наименование раздела, ученое звание, степень, фамилия, имя, отчество, подпись)
Рецензент _
(ученое звание, степень, фамилия, имя, отчество, подпись)
Дипломный проект рассмотрен на кафедре и допущен к защите в ГАК
_
Заведующий кафедрой _
(ученое звание, степень, фамилия, имя, отчество, подпись)
ЗАДАНИЕ
РЕФЕРАТ
В работе рассмотрены вопросы проверочного расчета объекта электроснабжения и сравнения полученных результатов с реально существующей подстанцией «Правобережная». В специальной части рассмотрены вопросы эффективности применения устройств релейной защиты и автоматики.
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время электрическая энергия является наиболее широко используемой формой энергии. Это обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования, передачи на большое расстояние и распределения между приемниками. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции — электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электрической энергии. В России, как и в других западных странах, для производства и распределения электрической энергии используют трехфазный переменный ток частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока частотой 50 Гц обусловлено большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с сетями однофазного переменного тока, а также возможностью применения в качестве электропривода наиболее надежных, простых и дешевых асинхронных электродвигателей.
В качестве объекта исследования выбрана подстанция
«Правобережная». Данная подстанция входит в состав ОАО «Липецкэнерго
– ЛЭС» и расположена в юго-западной части города Липецка.
Подстанция, как объект электроснабжения, была спроектирована и построена для снабжения электрической энергией определенного количества приемников. За прошедшее время произошло изменение количества приемников, а, следовательно, и уровня нагрузок. Поэтому оборудование устарело морально и технически. На ОАО «Липецкэнерго –
ЛЭС» рассматривается вопрос модернизации данной подстанции путем замены устаревшего оборудования на более новое и совершенное, а также установки новой автоматизированной системы релейной защиты, автоматизации и управления. Для этого необходим повторный расчет подстанции с учетом всех произошедших за последнее время изменений.
Для обеспечения надежной и бесперебойной работы, как подстанции, так и энергосистемы, большое значение имеют устройства релейной защиты и автоматики. Поэтому при проектировании, изготовлении и эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики уделяется большое внимание обеспечение надежной работы данных устройств. Высокая надежность системы релейной защиты и автоматики достигается при сочетании высокой надежности отдельных элементов с надлежащим техническим обслуживанием. Основную часть устройств релейной защиты и автоматики в России составляют аналоговые электромеханические устройства. При этом надежность систем релейной защиты и автоматики достигает 99,5%. Это достигается за счет оптимальной структуры систем релейной защиты и автоматики и высоких трудозатрат персонала на техническое обслуживание. Согласно
«Сводному годовому отчету о работе устройств релейной защиты и автоматики» ОАО «Липецкэнерго» количество устройств релейной защиты и автоматики, проработавших 25 лет и более, составляет около 29% от общего количества устройств релейной защиты и автоматики.
Вследствие морального и физического износа устройств релейной защиты и автоматики увеличились трудозатраты персонала, которые направлены на поддержание надежности этих устройств на должном уровне.
В настоящее время в западных странах широкое распространение получили микропроцессорные системы защиты, контроля и управления, которые имеют равные или лучшие показатели надежности и меньшие трудозатраты на техническое обслуживание по сравнению с системами на аналоговых устройствах. Поэтому необходимо внедрение микропроцессорных систем релейной защиты и автоматики.
Целью данной работы является проверочный расчет объекта электроснабжения и сравнение полученных результатов с реально существующей подстанцией, рассмотрение существующей системы релейной защиты и автоматики и определение ее эффективности.
1. ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ОБЪЕКТА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
1.1. Влияние окружающей среды на работу подстанции «Правобережная»
В данном проекте в качестве объекта электроснабжения рассматриваем подстанцию «Правобережная». Она работает в системе совместно с другими подстанциями этого же класса. Работа в таком режиме позволяет осуществлять дополнительное резервирование потребителей и значительно повышает надежность их электроснабжения.
Подстанция «Правобережная» получает энергию в виде трехфазного тока частотой 50 Гц по линии напряжением 220 кВ длиной 11,9 км от подстанции «Борино – 500». Затем энергия преобразуется на напряжения
110 кВ, 35 кВ и 10 кВ и распределяется соответствующим электроприемникам.
Подстанция «Правобережная» находится в юго-западной части города
Липецка. Липецкая область располагается в средней полосе с умерено
– континентальным климатом. Колебание температуры в течение года не очень значительны и составляют 20 – 300С. При этом среднегодовой уровень осадков в области составляет 550 – 600 мм, а количество грозовых дней в году — 40 – 60. Давление ветра в среднем не превышает 35 Н/м. Толщина ледяного покрова при обледенении проводов и других открытых конструкций составляет 3 мм. Надежность работы основного электрооборудования зависит от условий внешней среды. На работу различных электротехнических устройств оказывают влияние различные факторы: удары, вибрация, перегрузки, перепады температуры, электрические и магнитные поля, влажность, песок, вызывающие коррозию жидкости и газы, солнечная радиация. В городе расположен крупный металлургический комбинат АО «НЛМК». Работа комбината сопровождается повышенным содержанием пыли, взвешенных твердых частиц и химических примесей. Из химических примесей наибольшую концентрацию имеют окислы серы и азота. Это приводит к необходимости использования двойной изоляции и других мер по обеспечению необходимого уровня изоляции. Обслуживающему персоналу необходимо принимать ряд мер по обеспечению нормальной работы оборудования. К ним относятся: протирка керамических изоляторов, профилактика и другие операции. Поэтому при выборе основного электрооборудования необходимо принять во внимание то, что подстанция работает в непосредственной близости от крупного металлургического комбината.
1.2. Выбор месторасположения
Подстанция «Правобережная», как и любая другая подстанция, является важным звеном системы электроснабжения. Таким образом, выбор оптимального месторасположения подстанции является одним из важных этапов проектирования любой системы электроснабжения. В самом начале расчета составляется список всех объектов, которые получают энергию от данной подстанции, а затем наносится на план их расположение.
Кроме того, необходимо знать графики активной и реактивной нагрузок всех приемников электрической энергии. При рациональном размещении подстанции на местности технико-экономические показатели системы электроснабжения близки к оптимальным. Это позволяет снизить затраты при эксплуатации, так как при передачи потери электрической энергии минимальны. Для определения месторасположения подстанции при проектировании системы электроснабжения строится картограмма нагрузок.
1.3. Картограмма нагрузок
Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на плане местности окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам объектов электроснабжения. Для каждого приемника электрической энергии строится своя окружность, центр которой совпадает с центром объекта. Каждый круг может быть разделен на секторы, соответствующие осветительной, силовой, низковольтной, высоковольтной нагрузкам. В этом случае картограмма нагрузок дает представление не только о величине нагрузок, но и их структуре. Центр нагрузки объекта электроснабжения является символическим центром потребления электрической энергии. Картограмма нагрузок позволяет достаточно наглядно представить распределение нагрузок по территории. Тогда, согласно [1]:
,
(1.1)
где Pi – нагрузка объекта электроснабжения, кВт; ri – радиус окружности, км; т – масштаб для определения площади круга, кВт/км2.
Из формулы (1.1) можно легко определить радиус окружности:
.
(1.2)
Подстанция «Правобережная» получает питание по двухцепной линии
220 кВ «Правобережная» длиной 11,9 км. На линии 220 кВ
«Правобережная» используются провода марки АСО – 300. Провод выбран по условию обеспечения механической прочности, а также наличием в атмосфере вредных веществ. На подстанции осуществляется преобразование электрической энергии с напряжения 220 кВ до напряжений 110, 35 и 10 кВ. Преобразованная электрическая энергия передается соответствующим приемникам по воздушным и кабельным линиям. Мощность, передаваемая по воздушным и кабельным линиям, а также расстояния до приемников приведены в табл. 1.1.
Таблица 1.1
Мощность приемников электрической энергии и расстояния до них
Напряжение, кВ Приемник Мощность, кВ(А Расстояние, км
110 Дон 1898 + j339 70,2
Лебедянь 156 + j220 72,0
Сухая Лубна 613 + j284 30,0
Центролит 55 + j18 6,9
Московская 92 + j37 9,7
Бугор 339 + j119 5,0
Вербилово 587 + j0 32,5
35 Кирпичный завод 5 + j4 1,0
ЛОЭЗ 88 + j80 5,2
Борино 202 + j94 15,3
Мясокомбинат 202 + j133 3,0
10 КТП – 307 275 + j222 0,8
МСУ – 14 100 + j88 1,4
РП – 17 530 + j327 1,9
Брикетная 47 + j45 1,0
База ПСМК 204 + j170 1,1
Телецентр 33 + j5 0,5
Сырское 15 + j15 1,2
ГРС 86 + j17 0,9
Подгорное 16 + j15 1,6
Совхоз 50 лет 28 + j29 1,2
Октября
Данные по мощности приемников электрической энергии взяты на
АО «Липецкэнерго – ЛЭС» по результатам контрольных замеров от 16 июня 1999 года. Определим радиус окружностей, характеризующих мощность приемников электрической энергии, по формуле (1.2):
, км;
, км.
Для остальных приемников расчет проводится аналогично. Результаты расчета сведены в табл. 1.2.
Таблица 1.2
Радиусы окружностей, характеризующих активные и реактивные мощности приемников
Приемник rа, км. rр, км.
Лебедянь 3,151 3,742
Сухая Лубна 6,247 4,252
Центролит 1,871 1,070
Московская 2,420 1,535
Бугор 4,646 2,752
Вербилово 6,113 0
Кирпичный завод 0,101 0,505
ЛОЭЗ 2,367 2,257
Борино 3,586 2,446
Мясокомбинат 3,586 2,910
КТП – 307 4,184 3,759
МСУ – 14 2,523 2,367
РП – 17 5,809 4,563
Брикетная 1,730 1,693
База ПСМК 3,604 3,290
Телецентр 1,449 0,564
Сырское 0,997 0,997
ГРС 2,340 1,040
Подгорное 1,009 0,977
Совхоз 50 лет Октября 1,335 1,359
Теперь определим условный центр электрических нагрузок. Он необходим для выбора наиболее оптимального месторасположения объекта электроснабжения. При проведении расчета будем считать, что электрические нагрузки распределены равномерно по всей площади приемника, тогда центр электрических нагрузок совпадает с центром тяжести данной системы масс. Координаты условного центра активных и реактивных нагрузок, согласно [1], определяются по следующим общим формулам:
;
(1.3)
.
(1.4)
Определяем условный центр активных электрических нагрузок:
;
.
Расчет условного центра реактивных нагрузок проводится аналогично. Тогда условный центр реактивных нагрузок находится в точке с координатами х0,р. ( 8,3 и у0,р. ( 15. Как видно из расчета центр электрических нагрузок на картограмме представлен в виде стабильной точки. В реальности приемники работают с нагрузкой, которая изменяется с течением времени. Поэтому нельзя говорить о центре электрических нагрузок, как о некоторой стабильной точки на генеральном плане. В действительности можно говорить о зоне рассеяния центра электрических нагрузок, как о зоне, в которой с некоторой вероятностью должен находится объект электроснабжения.
Определим удельную (взвешенную) активную и реактивную мощность каждого приемника:
;
.
Для остальных приемников расчет проводится аналогично.
Результаты расчета представлены в табл. 1.3.
Таблица 1.3
Удельная (взвешенная) активная и реактивная мощность каждого приемника
Приемник Р’ Q’
1 2 3
Лебедянь 0,028 0,097
Сухая Лубна 0,110 0,126
Центролит 0,010 0,008
Московская 0,017 0,016
Бугор 0,061 0,053
Вербилово 0,105 0
Кирпичный завод 0,001 0,002
ЛОЭЗ 0,016 0,035
Борино 0,036 0,042
Окончание табл. 1.3
1 2 3
Мясокомбинат 0,036 0,059
КТП – 307 0,049 0,098
МСУ – 14 0,018 0,039
РП – 17 0,095 0,145
Брикетная 0,008 0,020
База ПСМК 0,037 0,075
Телецентр 0,006 0,002
Сырское 0,003 0,007
ГРС 0,015 0,008
Подгорное 0,003 0,007
Совхоз 50 лет Октября 0,005 0,013
Теперь определим параметры нормального закона распределения координат центра активных электрических нагрузок:
;
;
;
.
После нахождения закона распределения координат центра активных электрических нагрузок определим зону рассеяния. Для этого необходимо определить радиусы эллипса зоны рассеяния. При этом примем, что точка с координатами х и у попадет в этот эллипс с вероятностью Р(() = 0,95. Тогда:
;
.
Зона рассеяния центра активных электрических нагрузок представляет собой эллипс. Картограмма активных нагрузок представлена на рис. 1.1. Расчет зоны рассеяния центра реактивных электрических нагрузок проводится аналогично. Результаты расчета сведены в табл.
1.4.
Таблица 1.4
Параметры нормального закона распределения координат центра реактивных электрических нагрузок
5,185 32,119 0,311 0,125 5,569 13,856
Зона рассеяния центра реактивных электрических нагрузок, также как и зона рассеяния центра активных электрических нагрузок, представляет собой эллипс. Картограмма реактивных нагрузок представлена на рис. 1.2.
1.4. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов
Силовые трансформаторы, которые устанавливаются на подстанциях, предназначены для преобразования электрической энергии с одного напряжения на другое. Наиболее широкое распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12 – 15% ниже, а расход активных материалов и стоимость на 20 – 25% меньше, чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности [3]. При расчетах рекомендуется выбирать трехфазные трансформаторы. В тех случаях, когда это невозможно, то есть нельзя изготовить трехфазный трансформатор очень большой мощности или существуют ограничения при транспортировке, допускается применение групп из двух трехфазных или трех однофазных трансформаторов. Выбор трансформаторов заключается в определении их числа, типа и мощности. К основным параметрам трансформатора относятся номинальные мощность, напряжение, ток; напряжение короткого замыкания; ток холостого хода; потери холостого хода и короткого замыкания.
Определение типа и мощности трансформаторов необходимо провести на основе технико-экономических расчетов. Выбор трансформаторов на
подстанции «Правобережная» проведем на основе сравнения двух вариантов. Расчет разделим на два этапа. На первом этапе проведем технический расчет, на втором — экономический. Экономический расчет проведем в главе .
В начале расчета необходимо определить категорию электроприемников, к которым необходимо подводить напряжение от подстанции. Подстанция «Правобережная» осуществляет электроснабжение потребителей I и II категории. Как известно, перебои в электроснабжении приемников I и II категории могут привести к тяжелым авариям с человеческими жертвами, выходу из строя оборудования, нарушению технологического цикла и как следствие экономические потери, поэтому такие перебои недопустимы. Поэтому при выборе типа и числа трансформаторов необходимо учитывать надежность электроснабжения и возможность резервирования при выходе оборудования из строя. Исходя из этого, необходимо рассматривать схему двухтрансформаторной подстанции, так как она отвечает требованиям по надежности электроснабжения. На подстанции
«Правобережная» вместо силовых трансформаторов установлены автотрансформаторы. По сравнению с силовыми трансформаторами той же мощности автотрансформаторы обладают рядом преимуществ:
- меньший расход меди, стали, изоляционных материалов;
- меньшая масса, а, следовательно, меньшие габариты, что позволяет создавать автотрансформаторы больших номинальных мощностей, чем трансформаторы;
- меньшие потери и больший коэффициент полезного действия;
- более легкие условия охлаждения.
На подстанции установлены три автотрансформатора мощностью 125
МВ(А каждый. Проверим правильность их выбора. При этом будем считать, что работе находятся два автотрансформатора, а третий находится в резерве и используется для плавки гололеда. Для правильного выбора автотрансформаторов необходимо определить максимальную полную расчетную мощность. Эту мощность определим методом упорядоченных диаграмм. Данный метод является в настоящее время наиболее широко используемым при расчетах систем электроснабжения. Для определения максимальной полной расчетной мощности необходимо определить номинальную мощность приемников, которые получают электрическую энергию с шин 110 кВ, 35 кВ и 10 кВ подстанции «Правобережная». При проведении расчета не будем учитывать потери энергии в линиях электропередачи. Номинальная мощность всех приемников электрической энергии равна:
, кВт.
Для определения максимальной полной расчетной мощности необходимо знать коэффициент максимума и коэффициент использования.
Согласно [1], примем коэффициент использования равным 0,5.
Коэффициент максимума определим из графика, представленного на рис.
1.5.
.
Тогда максимальная активная расчетная нагрузка равна:
, кВт.
Средняя активная и реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену равна:
, кВт;
, кВ(Ар.
Максимальная реактивная расчетная нагрузка равна:
, кВ(Ар.
Теперь, зная максимальную расчетную активную и реактивную нагрузку, определяем максимальную полную расчетную нагрузку:
, кВ(А.
Средняя расчетная нагрузка за наиболее загруженную смену равна:
, кВ(А.
При выборе типа, числа и мощности автотрансформаторов будем рассматривать два варианта. В первом варианте предусмотрим установку двух автотрансформаторов, а во втором — трех. Эти два варианта будем рассматривать одновременно. Тогда номинальная мощность, согласно [1], автотрансформатора определяется по формуле:
,
где Sн.т.п. – номинальная паспортная мощность автотрансформатора, кВ(А;
(с.г. – среднегодовая температура, 0С.
Среднегодовая температура в городе Липецке равна 50С. следовательно, номинальная мощность автотрансформатора равна номинальной паспортной мощности. Так как подстанция «Правобережная» снабжает электрической энергией потребителей I и II категории, а также учитывая необходимость 100%-ного резервирования, номинальная мощность одного автотрансформатора для двух вариантов равна:
, кВ(А;
, кВ(А,
где n – количество рассматриваемых автотрансформаторов.
Данная номинальная мощность соответствует сегодняшнему распределению нагрузок. В действительности подстанция рассчитана на преобразование и распределение большей мощности. Выбор типа, числа и мощности автотрансформаторов проведем по сегодняшним данным. По справочнику [2] выбираем для первого варианта два автотрансформатора типа
АТДЦТН – 125000/220/110, а для второго варианта — три АТДЦТН –
63000/220/110. Мощность автотрансформаторов необходимо определять с учетом его перегрузочной способности. Систематическая перегрузка характеризуется коэффициентом заполнения графика:
.
Допустимая нагрузка автотрансформатора в часы максимума для двух вариантов соответственно равны:
, кВ(А;
, кВ(А.
Тогда коэффициент загрузки равен:
;
.
Определяем коэффициент допустимой перегрузки автотрансформатора зимой:
;
.
Так как перегрузка не должна превышать 15%, то для всех вариантов примем:
.
Суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки равен:
;
.
Допустимая перегрузка на автотрансформаторы с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме равна:
, кВ(А;
, кВ(А.
Из приведенного расчета следует, что оба варианта удовлетворяют поставленным условиям. По этому техническому расчету выбираем вариант, предусматривающий установку двух автотрансформаторов типа АТДЦТН
– 125000/220/110. Установка трех автотрансформаторов типа АТДЦТН –
63000/220/110 технически нецелесообразна, так требует дополнительных затрат на транспортировку и монтаж. Окончательный вывод по выбору автотрансформаторов следует сделать после проведения экономического расчета.
1.5. Определение токов короткого замыкания
Определение токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрического оборудования подстанции, а также для проектирования устройств релейной защиты и автоматики. В электрических установках могут возникать различные виды коротких замыканий, которые сопровождаются резким увеличением тока. Все электрооборудование, которое устанавливается на объекте электроснабжения, должно быть устойчивым к токам короткого замыкания и выбираться с учетом этих токов. Согласно [3], различают следующие виды коротких замыканий:
- трехфазное, или симметричное, когда три фазы соединяются между собой;
- двухфазное — две фазы соединяются между собой;
- однофазное — одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю;
- двойное замыкание на землю — две фазы соединяются между собой и с землей.
Короткие замыкания в сети возникают по следующим основным причинам:
- повреждение изоляции отдельных частей электроустановок;
- неправильные действия обслуживающего персонала;
- перекрытия токоведущих частей установок.
Расчет токов короткого замыкания с учетом действительных характеристик и действительного режима работы всех элементов объекта электроснабжения весьма сложен. Для решения задач, представленных в данной работе, введем ряд допущений, которые значительно упростят расчеты и не внесут существенных погрешностей. К таким допущениям можно отнести:
- принимаем, что фазы ЭДС всех генераторов не изменяются в течение всего процесса короткого замыкания;
- не учитываем насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов;
- пренебрегаем током намагничивания силовых трансформаторов;
- не учитываем емкостные проводимости элементов короткозамкнутой цепи на землю;
- считаем, что трехфазная система является симметричной;
- влияние нагрузки на ток короткого замыкания учитываем приближенно.
Указанные допущения приводят к незначительному преувеличению токов короткого замыкания (погрешность не превышает 10%, что допустимо). Выбранное по этим значением оборудование, будет иметь некоторый запас по току короткого замыкания. При расчете принимаем, что система обладает неограниченной мощностью. Это позволяет принять допущения, представленные выше. Расчетная схема объекта электроснабжения представлена на рис. 1.6. Подстанция «Правобережная» получает электрическую
Рис. 1.6. Расчетная схема объекта электроснабжения энергию напряжением 220 кВ по линии «Правобережная» длиной 11,9 км.
В расчете не будем учитывать отходящие линии напряжением 110 кВ,
35 кВ и 10 кВ. Расчет проведем в относительных единицах. Выбираем базисную мощность равную Sб = 100 МВ(А. Весь расчет будем вести относительно этой базисной мощности. При расчете необходимо учитывать, что линия напряжением 220 кВ является двухцепной.
Согласно опытным данным погонное индуктивное сопротивление линии 220 кВ равно 0,4 Ом/км. Тогда относительное базисное сопротивление линии равно:
.
Для определения индуктивного сопротивления автотрансформаторов необходимо определить напряжения короткого замыкания для каждой обмотки. Для автотрансформатора №1 эти значения равны:
;
;
.
Аналогичным образом проводим расчет для остальных автотрансформаторов. Результаты расчета представлены в табл. 1.4.
Таблица 1.4
Результаты расчета для остальных автотрансформаторов
Автотрансформатор №2 Автотрансформатор №3
ик,в 8,06 16,25
ик,с 0,36 –5,05
ик,н 40,14 26,25
Теперь определим относительное сопротивление автотрансформаторов.
Согласно [4] для трансформаторов и автотрансформаторов относительное базисное сопротивление равно:
;
;
.
Аналогичным образом определяются относительные базисные сопротивления других автотрансформаторов и трансформаторов. Результаты сведены в табл. 1.5.
Таблица 1.5
Относительные базисные сопротивления автотрансформаторов и трансформаторов
Автотрансформатор №2 Автотрансформатор №3 х*5 х*6 х*7
х*3,в х*3,с х*3,н х*4,в х*4,с х*4,н
0,064 0,003 0,321 0,13 0 0,21 0,056 0,062 0,058
Теперь, зная относительные базисные сопротивления всех элементов, можно определить токи короткого замыкания в соответствующих точках. Схема замещения для расчета токов короткого замыкания представлена на рис. 1.7. Тогда:
.
Базисный ток Iб при базисном напряжении Uб = 230 кВ равен:
Рис. 1.7. Схема замещения для расчета токов короткого замыкания
, кА.
Тогда ток короткого замыкания в точке (к-1):
, кА;
, кА;
, МВ(А.
Для расчета тока короткого замыкания в точке (к-2) принимаем за базисное напряжение Uб = 10,5 кВ. Все относительные базисные сопротивления, необходимые для расчета, следует привести к этому базисному напряжению. Тогда результирующее относительное сопротивление линии электропередачи напряжением 220 кВ равно:
.
Относительное базисное сопротивление обмотки высшего напряжения автотрансформатора также необходимо привести к базисному напряжению
37 кВ. Тогда:
.
Теперь, когда все необходимые относительные базисные сопротивления приведены к расчетному сопротивлению, определяем относительное результирующее сопротивление:
Базисный ток Iб при базисном напряжении 37 кВ равно:
, кА.
Ток короткого замыкания в точке (к-2) равен:
, кА;
, кА;
, МВ(А.
В остальных точках ток короткого замыкания определяется аналогично. Расчет приведен в Приложении 1, а результаты сведены в табл. 1.6.
Таблица 1.6
Результаты расчета тока короткого замыкания
к-1 Iп(к-1) кА 62,75
Iу(к-1) кА 159,735
S(к-1) МВ(А 24998
к-2 Iп(к-2) кА 10,0
Iу(к-2) кА 25,46
S(к-2) МВ(А 641
Окончание табл. 1.6
к-3 Iп(к-3) кА 45,64
Iу(к-3) кА 116,18
S(к-3) МВ(А 9091
к-4 Iп(к-4) кА 12,19
Iу(к-4) кА 31,03
S(к-4) МВ(А 781
к-5 Iп(к-5) кА 18,15
Iу(к-5) кА 46,20
S(к-5) МВ(А 330
1.6. Выбор и проверка электрических аппаратов
1.6.1. Проверка электрических аппаратов по номинальному току и току короткого замыкания. Надежная работа любого объекта электроснабжения обеспечивается только тогда, когда каждый выбранный аппарат соответствует как условиям номинального режима, так и условиям работы при коротких замыканиях. Поэтому электрооборудование сначала выбираем по номинальным параметрам, а затем осуществляем проверку на действие токов короткого замыкания.
1.6.1.1. Выбор и проверка выключателей высокого напряжения. На подстанции «Правобережная» применяются выключатели типа У – 220 – 10,
МКП – 110 – 5, МКП – 35, ВМГ – 133 и ВМП – 10. Выключатель является основным аппаратом на подстанции, он служит для включения и отключения цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой операцией является отключение трехфазного короткого замыкания и включение на существующее короткое замыкание. К выключателям предъявляются следующие требования:
- надежное отключение любых токов;
- быстрота действия, то есть наименьшее время отключения;
- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения;
- возможность пофазного (пополюсного) управления;
- легкость ревизии и осмотра контактов;
- взрыво- и пожаробезопасность;
- удобство транспортировки и эксплуатации.
Выключатели высокого напряжения выбираются по номинальному напряжению, току, номинальному току отключения, по ударному току, по термической устойчивости. Параметры выбора выключателей представлены в табл. 1.7.
Таблица 1.7
Параметры выбора выключателей высокого напряжения
Тип Расчетный Каталожные Условие выбора
параметр данные
электрической оборудования
цепи
1 2 3 4 5 6
У – 220 – 10 Uном, с, 220 Uном,, кВ 220 Uном, с ( Uном
кВ
Iном, с, А1000 Iном, А 2000 Iном, с ( Iном
Iкз, р, кА62,75 Iп, кА 26,3 Iкз, р ( Iп
Iу, р, кА 159,73Iу, кА 82 Iу, р ( Iу
5
Sкз, МВ(А 24998 Sотк, МВ(А10000 Sкз ( Sотк
МКП – 110 – 5 Uном, с, 110 Uном, кВ 110 Uном, с ( Uном
кВ
Iном, с, А1000 Iном, А 1000 Iном, с ( Iном
Iкз, р, кА45,64 Iп, кА 18,4 Iкз, р ( Iп
Iу, кА 116,18Iу, кА 52 Iу, р ( Iу
Sкз, МВ(А 9091 Sоткл, 3500 Sкз ( Sотк
МВ(А
МКП – 35 Uном, с, 35 Uном, кВ 35 Uном, с ( Uном
кВ
Iном, с, А300 Iном, А 600 Iном, с ( Iном
Iкз, р, кА12,19 Iп, кА 12,5 Iкз, р ( Iп
Iу, кА 31,03 Iу, кА 30 Iу, р ( Iу
Sкз, МВ(А 781 Sоткл, 350 Sкз ( Sотк
МВ(А
ВМГ – 133 Uном, с, 10 Uном, кВ 10 Uном, с ( Uном
кВ
Iном, с, А200 Iном, А 600 Iном, с ( Iном
Iкз, р, кА18,15 Iп, кА 20,0 Iкз, р ( Iп
Iу, кА 46,20 Iу, кА 52 Iу, р ( Iу
Sкз, МВ(А 330 Sоткл, 100 Sкз ( Sотк
МВ(А
Окончание табл. 1.7
1 2 3 4 5 6
ВМП – 10 Uном, с, 10 Uном, кВ 10 Uном, с ( Uном
кВ
Iном, с, А200 Iном, А 600 Iном, с ( Iном
Iкз, р, кА18,15 Iп, кА 19,3 Iкз, р ( Iп
Iу, кА 46,20 Iу, кА 52 Iу, р ( Iу
Sкз, МВ(А 330 Sоткл, 200 Sкз ( Sотк
МВ(А
На основании сравнения результатов, представленных в табл. 1.7, с параметрами реально существующего на сегодняшний день электрооборудования подстанции «Правобережная» видно, что часть оборудования не подходит по ряду параметров. Поэтому я предлагаю, на основании [1], заменить выключатели У – 220 – 10 на выключатели серии
С – 220 – 25 или ВМТ – 220Б, выключатели МКП – 110 – 5 — на выключатели У
– 110 – 2000 – 50.
1.6.1.2. Выбор и проверка разъединителей и отделителей.
Разъединитель — это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
Отделитель внешне не отличается от разъединителя, но у него для отключения имеется пружинный привод. Недостатком существующих конструкций отделителей является довольно большое время отключения (0,4 – 0,5 с).
Проверка, установленный на подстанции разъединителей и отделителей, представлена в табл. 1.8.
Таблица 1.8
Параметры выбора разъединителей и отделителей
Тип Расчетный параметр Каталожные данные Условия
электрической цепи оборудования выбора
1 2 3 4 5 6
РЛНД – 1 – Uном, с, кВ220 Uном, кВ 220 Uном, с (
220/2000, Uном
РЛНД – 2 –
220/2000
Iном, с, А 1000 Iном, А 1000 Iном, с (
Iном
Iкз, р, кА 62,75 Iп, кА 31 Iкз, с ( Iп
Вк, кА(с 108,9 Iтер, кА 15 Вк ( I2тер(
tтер
tтер, с 10
Окончание табл. 1.8
1 2 3 4 5 6
РЛНД – 1 – Uном, с, кВ110 Uном, кВ 110 Uном, с (
110/1000, Uном
РЛНД – 2 –
110/1000
Iном, с, А 1000 Iном, А 1000 Iном, с (
Iном
Iкз, р, кА 45,64 Iп, кА 31 Iкз, с ( Iп
Вк, кА(с 52,2 Iтер, кА 15 Вк ( I2тер(
tтер
tтер, с 10
РЛНД – 1 – Uном, с, кВ35 Uном, кВ 35 Uном, с (
35/600, Uном
РЛНД – 2 –
35/600
Iном, с, А 300 Iном, А 600 Iном, с (
Iном
Iкз, р, кА 12,19 Iп, кА 31 Iкз, с ( Iп
Вк, кА(с 28,8 Iтер, кА 12 Вк ( I2тер(
tтер
tтер, с 10
ОД – Uном, с, кВ220 Uном, кВ 220 Uном, с (
220/1000 Uном
Iном, с, А 1000 Iном, А 1000 Iном, с (
Iном
Iкз, р, кА 62,75 Iп, кА 31 Iкз, с ( Iп
Вк, кА(с 108,9 Iтер, кА 15 Вк ( I2тер(
tтер
tтер, с 10
Из табл. 1.8 видно, что установленное оборудование полностью подходит по условиям эксплуатации.
1.6.1.3. Выбор трансформаторов напряжения. Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 В или 100/ В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Существуют трансформаторы напряжения различного класса точности.
Погрешность зависит от конструкции магнитопровода, магнитной проницаемости стали и от cos( вторичной нагрузки. На подстанции
«Правобережная» установлены трансформаторы напряжения НКФ – 220, НКФ –
110 и 3НОМ – 35. Трансформатор напряжения НКФ – 110 имеет двухстержневой магнитопровод, на каждом стержне которого расположена обмотка ВН, рассчитанная на половину фазного напряжения UФ/2. Так как общая точка обмотки ВН соединена с магнитопроводом, то он по отношению к земле находится под потенциалом Uф/2. Трансформаторы напряжения НКФ – 220 состоят из двух блоков, установленных один над другим, то есть имеют два магнитопровода и четыре ступени каскадной обмотки ВН с изоляцией на Uф/4. Проведем выбор и проверку трансформаторов напряжения. Результаты выбора сведем в табл. 1.9.
Таблица 1.9
Выбор трансформаторов напряжения
Тип Расчетный параметрКаталожные данныеУсловие выбора
электрооборудовэлектрической цепиоборудования
ания
НКФ – 220 Uуст, кВ 220 Uном, кВ 220 Uуст ( Uном
НКФ – 110 Uуст, кВ 110 Uном, кВ 110 Uуст ( Uном
3НОМ – 35 Uуст, кВ 35 Uном, кВ 35 Uуст ( Uном
1.6.1.4. Выбор сечения проводов воздушных линий. Воздушные линии предназначены для передачи и распределения электрической энергии по проводам на открытом воздухе. Провода при помощи изоляторов и арматуры прикрепляются к опорам или кронштейнам на зданиях и сооружениях. При выборе сечения проводов необходимо учитывать ряд технических и экономических факторов:
- нагрев от длительного выделения тепла рабочим телом;
- нагрев от кратковременного выделения тепла током короткого замыкания;
- падение напряжения в проводах воздушной линии от прохождения тока в нормальных и аварийных режимах;
- механическая прочность — устойчивость к механической нагрузке
(собственный вес, гололед, ветер);
- «коронирование» — фактор, зависящий от величины применяемого напряжения, сечения провода и окружающая среда.
На подстанции «Правобережная» в основном применяются двухцепные линии. Это сделано для того, чтобы снизить индуктивное сопротивление линии. Уменьшение индуктивного сопротивления линии приводит к уменьшению потерь мощности при передачи электрической энергии, что улучшает экономические характеристики. Для защиты линии электропередачи от прямых ударов молнии используются грозозащитные тросы сечением 70 мм2 для линий 220 кВ и 50 мм2 для линий 110 кВ.
Выбор сечения проводов линий электропередачи проводится по экономической плотности тока. Тогда, согласно [5]:
,
(1.5)
где Iрасч – максимальный расчетный ток в линии, А; jэк – экономическая плотность тока, А/мм2.
Согласно [5], экономическая плотность тока jэк для алюминиевых проводов равна 1,0 А/мм2. Для окончательного выбора необходимо проверить провод по допустимой потери напряжения:
,
(1.6)
где - активная мощность, кВт;
- реактивная мощность, кВ(Ар;
- активное сопротивление линии, Ом;
- индуктивное сопротивление линии, Ом; l – длина линии, км;
U – напряжение сети, кВ.
Проверим правильность выбора проводов, используемых на воздушных линиях, отходящих от подстанции «Правобережная». Марки используемых на подходящих и отходящих воздушных линиях представлены в табл.
1.10.
Таблица 1.10
Марки используемых проводов на соответствующих линиях
ПравоДонскСухаяЦентрМоскоБугорЛебедВербиКирпиЛОЭЗ МясокБорин
бережая Лубнаолит вская янь лово чный омбино
ная завод ат
АСО –АС – АС – АС – АС – АС – АС – АС – АС – АС – АС – АС –
300 185 185 185 185 185 185 185 95 95 95 95
Тогда, согласно формуле (1.6), потеря напряжения для линии
«Правобережная» напряжением 220 кВ равна:
, В.
Теперь определим допустимую потерю напряжения в линии.
Допускается потеря напряжения в линии не более 5%. То есть:
, В.
Из расчета видно, что потеря напряжения в линии меньше допустимых величин (U ( (Uдоп, следовательно данный провод подходит.
Для остальных линий расчет проводится аналогично. Результаты расчета представлены в табл. 1.11.
Таблица 1.11
Потери напряжения в воздушные линии
ДонскСухаяЦентрМоскоБугорЛебедВербиКирпиЛОЭЗ МясокБорин
ая Лубнаолит вская янь лово чный омбино
завод ат
4278 2980 420 591 305 7153 1980 31,3 163 93,9 479
Теперь определим допустимые потери напряжения в линиях напряжением 110 кВ и 35 кВ. При этом допускается потеря напряжения не более 5%:
, В;
, В.
Из расчета видно, что выбранная марка провода на всех воздушных линиях, кроме линии «Лебедянь», так как падение напряжения меньше допустимого значения. Для линии «Лебедянь» необходимо выбрать провод большего сечения, либо уменьшить протекающий по проводам номинальный ток.
По условиям механической прочности на линиях электропередачи напряжением более 1000 В применяются многопроволочные провода.
Необходимо выполнение условия:
.
(1.7)
однако проверка по условию (1.7) для линий электропередачи напряжением выше 1000 В как правило не производится, так как в большинстве случаев значение Fмин.мех. оказываются меньше требуемых по другим условиям сечений. Условием, определяющим допустимость использования того или иного сечения проводов линий электропередачи с точки зрения экономически приемлемого уровня потерь мощности и электроэнергии на «корону», является ограничение максимальной напряженности электрического поля на поверхности проводов. В [5] приведены минимальные сечения проводов для выполнения этого условия.
Выбранные выше провода для воздушных линий напряжением 220 кВ, 110 кВ и 35 кВ превосходят минимальные допустимые значения.
Следовательно данные провода подходят.
1.7. Оценка уровня надежности подстанции «Правобережная»
Оценка уровня надежности электроэнергетических объектов является основным в комплексе предъявляемых к ним требований. В некоторых энергетических системах число аварий достигает нескольких десятков в год, а годовой недоотпуск электрической энергии в результате аварий — несколько миллиардов киловатт-часов. При такой высокой аварийности оценка надежности отдельных видов оборудования и установок и поиск возможных путей повышения надежности становятся первоочередными задачами. С другой стороны, оценив ущерб, нанесенный потребителям перерывом электроснабжения, убытки, вызванные аварийным ремонтом, а также расходы, связанные с повышением надежности, можно ставить вопрос об оптимальном уровне надежности электроэнергетических установок. С внедрением новой техники проблема надежности основного оборудования становится одной из главных.
Все электроприемники, которые получают электроэнергию с шин 110 кВ, 35 кВ и 10 кВ подстанции «Правобережная», по надежности электроснабжения относятся к I и II категории. Поэтому необходимо обеспечить качественное и надежное электроснабжения всех приемников.
Для качественного и надежного электроснабжения необходима безотказная работа всех элементов, установленных на подстанции. Для упрощения оценки сделаем следующее допущение: одновременное появление отказов двух, а, тем более, нескольких элементов последовательного их соединения, в отношении надежности считается невозможным;
Схема замещения подстанции «Правобережная» для оценки надежности представлена на рис. 1.8. Оценка надежности будем проводить на основании классического метода расчета надежности. Данный метод выбран на осн...
ВНИМАНИЕ!
Текст просматриваемого вами реферата (доклада, курсовой) урезан на треть (33%)!
Чтобы просматривать этот и другие рефераты полностью, авторизуйтесь на сайте:
|
|
|
Добавлено: 2011.01.09
Просмотров: 1984
|
Notice: Undefined offset: 1 in /home/area7ru/area7.ru/docs/linkmanager/links.php on line 21
При использовании материалов сайта, активная ссылка на AREA7.RU обязательная! |
