пояснительная записка (Реконструкция подстанции 10-0,4 кВ Де-Кастринская ТЭЦ)

ВВЕДЕНИЕ

Газопоршневая электростанция ГПЭС введена в эксплантацию 2007 году, взамен нерентабельной и устаревшей дизельной электростанции ДЭС. ГПЭС оборудована современным микропроцессорным оборудованием РЗА и автоматизированными системами управления технологическими процессами, что позволяет эффективней обеспечивать защиту электроустановок, производить диагностирование неисправностей, и минимизировать ошибки в управлении электростанцией персоналом.

Основными слабыми местами в системе электроснабжения п. Де-Кастри остаются:

- устаревшее и выработавшее свой срок оборудование подстанции;

- не соответствие чувствительности защит подстанции к защитам установленными на электростанции, что приводит к отключению магистральной линии 10кВ и к затрату времени на поиску места повреждения;

- отсутствие автоматизации подстанции 10/0,4 кВ для быстрого восстановления электроснабжения потребителей, при срабатывании технологических защит газопоршневых двигателей на электростанции и введении в работу резервных, где требуется плавная загрузка по активной мощности;

- ручная запись показаний счетчиков, по которым составляется баланс электроэнергии, которая не вполне корректна и приводит к дополнительным погрешностям, поскольку трудно обеспечить одновременную и безошибочную запись этих показаний;

- потери напряжения и электроэнергии в воздушных сетях 0,4 кВ, и их низкая надежность в данных климатических условиях.

Так же необходимо отметить влияние на качество вырабатываемой электроэнергии при работе портальных кранов, колебание частоты электрической сети, что негативно сказывается на выпуск продукции деревоперерабатывающего завода. Для решения этого вопроса необходимо разработать технические условия требующие применения инверторных преобразователей частоты в асинхронных двигателях мощностью более 50 кВт.

Концепция ОАО «Де-Кастринская ТЭЦ» состоит в реализации плановой реконструкции понизительных подстанций и линий 0,4 кВ, внедрения системы автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии АСКУЭ, для обеспечения надежности электроснабжения потребителей и снижения потерь электроэнергии как коммерческих так и технологических.

В рамках дипломного проекта рассмотрены следующие вопросы по реконструкция трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ:

- анализ существующего оборудования подстанции;

- анализ работы подстанции по суточным графикам нагрузки зимнего и летнего дней, с использованием приборов амперметра и коэффициента мощности;

- расчет максимальных токов КЗ и выбор оборудования подстанции;

- расчет минимальных токов КЗ, выбор аппаратов защиты и построение карты селективности МТЗ третей ступени;

- автоматизация подстанции, для обеспечения автоматической плавной загрузки электростанции;

- общие вопросы построения системы АСКУЭ;

- экономическое обоснование реконструкции подстанции;

- расчет освещения помещений подстанции светильниками со светодиодными лампами;

- электробезопасность при замене высоковольтного выключателя.

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

1.1 Техническая характеристика реконструируемой подстанции

Объектом реконструкции является закрытая трансформаторная подстанция (ЗТП), предназначенная для питания коммунально-бытовых потребителей в поселке Де-Кастри, Ульчского района, Хабаровского края. Находится в балансовой принадлежности ОАО «Де-Кастринская ТЭЦ».

Здание ЗТП кирпичное одноэтажное, внутри которого в отдельных помещениях располагаются распределительное устройство 10 кВ (РУ-10 кВ), два трансформатора ТМ-400/10/0,4 мощностью 400 кВА и распределительное устройство 0,4 кВ (РУ-0,4 кВ). Питание подстанции осуществляется по воздушной линии 10 кВ (ВЛ-10 кВ) выполненной проводом СИП-3 сечением

70 мм², ввод в подстанцию выполнен через проходные изоляторы, тем же проводом. РУ-10 кВ выполнено из двух камер КСО-366 соединённых по схеме одной не секционированной системы шин. В КСО-366 размещены выключатели нагрузки ВНРп-10 с предохранителями. Силовые трансформаторы подключены к камерам КСО-366 через кабель ААШВ-10.

Распределительное устройство 0,4кВ выполнено по схеме одинарная, секционированная рубильником на две секции система сборных шин, питание секций шин осуществляется от силовых трансформаторов подключенных плоскими шинами к щиту 0,4 кВ через рубильник. В РУ-0,4 кВ размещаются распределительные панели ЩО-70 установленные в два ряда, присоединение линий к шинам 0,4 кВ выполнено через рубильники с предохранителями типа РПС.

Линии электропередач 0,4 кВ (ЛЭП-0,4 кВ) отходящие от данной подстанции выполнены как кабельными так и воздушными. Воздушные линии 0,4 кВ (ВЛ-0,4 кВ) выполнены неизолированным проводом марки АС-50, в объем реконструкции входит замена отходящих от подстанции ВЛ на воздушные линии с изолированным самонесущем проводом (СИП). Схема электроснабжения п. Де-Кастри приведена на чертеже Д 140205.022.001.

1.2 Анализ технического состояния существующего оборудования

Электроустановки размещенные в ЗТП произведены в период 1978 по 1980 год, период эксплуатации составляет более 35 лет. При осмотре электроустановок выявлено существенное влияние морского воздуха, на состояние алюминиевых шин, болтовых соединений и щитов. В неокрашенных алюминиевых шинах наблюдаются коррозийные раковины, в местах контактных соединений РУ-0,4 кВ происходит выгорание контактов. Опорные и проходные изоляторы покрыты крепким не смывающимся загрязнением. Невозможно произвести регулировку в приводах рубильников и выключателя нагрузки, потеряли эстетический внешний вид щиты и панели результате коррозии.

Учитывая выше сказанное а также включения в проект реконструкции устройства автоматического повторного включения АПВ, целесообразно произвести замену следующих электроустановок камер КСО-366, щитов ЩО-70, кабельных перемычек, шинный мост, изоляторов, рабочего освещения ЗТП.

1.3 Источник питания подстанции

Питание ЗТП осуществляется от автономной газо-поршневой электростанции (ГПЭС) ОАО «Де-Кастринская ТЭЦ», суммарной мощности 6 МВт выходным напряжением 10,5 кВ. Выработка электрической энергии осуществляется посредством трех газо-поршневых электроустановок марки G3520C производства компании «Caterpillar» единичной мощность 2 МВт.

Выработка электрической энергии в летний период производится одной электроустановкой, в зимний период задействованы три.

Главная схема электрических соединений ГПЭС приведена на чертеже

Д 140205.022.002

Длина воздушной линии ВЛ-10 кВ питающей ЗТП от ГПЭС равна 635м.

В таблице 1.1 приведены технические характеристики газо-поршневой электроустановки.

Таблица 1.1- Технические характеристики газо-поршневой электроустановки

1.5 Характеристика потребителей электроэнергии

Район электроснабжения состоит из жилых и общественных кирпичных зданий, с числом этажей не более трех. Все здания подключены к центральной системе отопления и теплоснабжения, в квартирах установлены электрические плиты.

Потребители первой категории отсутствуют, к потребителям второй категории относится детское учреждение. Все остальные потребители относятся к третей категории. Потребители второй категории располагаются не более 50 метров от питающей подстанции, электроснабжение осуществляется отдельными фидерами по кабельной линии проложенной в земле.

2 АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ ПОДСТАНЦИИ

2.1 Графики нагрузок и их показатели

По графикам нагрузки подстанции можно найти все параметры, необходимые для проектирования системы электроснабжения, графики электрических нагрузок представляют собой характер изменения мощности во времени.

Годовой график активной мощности по максимумов представляет собой годовую упорядоченную диаграмму нагрузок. Приближенно годовой график по продолжительности можно построить по двум характерным измеренным суточным графикам нагрузок зимнего и летнего дня. При проектировании электрических сетей для выбора мощности трансформаторов на подстанциях, сечений проводников используют расчетную нагрузку, которую тоже можно определить по годовому графику нагрузки.

Под расчетной нагрузкой понимают наибольшее из средних значений полной мощности за промежуток времени 30 минут (получасовой максимум), которое может возникнуть на вводе к потребителю или в питающей сети в расчетном году с вероятностью не ниже 0,95.

Для измерения показателей нагрузки должны быть установлены соответствующие измерительные приборы. В местах присоединения электрических сетей к подстанции обычно устанавливаются амперметры.

Для построения годового графика нагрузки по продолжительности принято, что потребители в течение года 200 дней работают по зимнему графику и 165 дней – по летнему.

Методика построения графика нагрузки по продолжительности выполняется следующим образом [2]:

а) По полученным данным строятся зимний и летний графики нагрузок;

б) В первую колонку таблицы 2.1 записываются значения мощностей от наибольшей P₁  до наименьшей P_i;

в) Во вторую колонку записывается длительность P_i действия нагрузки в течение года. Длительность рассчитывается по суточным графикам нагрузки по формулам:

t_i=200∙t_{i зим}+165∙t_{i лет} , (2.1)

где t_{i зим} – время продолжительности нагрузки P_i для зимнего графика, ч;

t_{i лет} – время продолжительности нагрузки P_i для летнего графика, ч;

г) По данным двух первых колонок строится годовой график нагрузки по продолжительности;

д) Каждая строчка третьей колонки таблицы произведение P_i на t_i представляет собой величину электроэнергии, переданной или потребленной в течение года при нагрузке P_i. Сумма значений третьей колонки определяет годовое количество электроэнергии W_г, соответствующее исходным суточным графикам нагрузки.

е) В четвертой колонке определяется значение полной мощности для каждого значения активной мощности по формуле:

, (2.2)

где cosφ – коэффициент мощности нагрузки.

ж) Данные второй и четвертой колонок позволяют построить квадратичный годовой график нагрузок по продолжительности. Площадь ограниченная этим графиком характеризует величину электроэнергии ΔW, потерянной в результате нагрева элементов и т.п.

Графики электрических нагрузок трансформаторной подстанции за 2015г. приведены на чертеже Д 140205.022.003.

Потери электроэнергии по данному графику могут быть рассчитаны по формуле:

, (2.3)

где R – активное сопротивление элемента электрической сети, Ом; U_ном – номинальное напряжение сети, В.

Рисунок 2.1- Графики нагрузки трансформаторной подстанции в 2015г.

Таблица 2.1 - Расчетные данные графиков нагрузки

Продолжение таблицы 2.1

Окончание таблицы 2.1

Годовое количество электроэнергии определяется по формуле, кВт∙ч: