Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

Летняя средняя нагрузка на силовые трансформаторы Т1 и Т2 трансформаторной подстанции соответственно составляет 6 и 2 %, зимняя 6 и
12 %, что подтверждает целесообразность замены трансформаторов.

1. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока

В рамках ВКР предусмотрены разработки технологических мероприятий необходимых для замены силового оборудования трансформаторной подстанции и ретрофит высоковольтных выключателей поэтому вопросы кабельного хозяйства, оперативного тока, освещения, релейной защиты и автоматики, автоматизированного и диспетчерского управления, ремонта, технического и оперативного обслуживания, охранных мероприятий, а также учета электрической энергии рассматриваться не будет в настоящем подразделе и в рамках ВКР.

Согласно нормам технологического проектирования подстанций переменного тока, при проектировании подстанций в общей части должно быть обеспечено [3]:

• внедрение передовых проектных решений в соответствии современным мировым техническим уровнем техники и технологии;

• экономическая эффективность за счет минимальных объемом привлекаемых инвестиций и ресурсов и снижения эксплуатационных затрат;

• питание нагрузки прилегающей электрической сетей района;

• оставлении без изменений конструкций, принятых на существующей подстанции, если, несмотря на их несоответствие нормам, они удовлетворяют требованиям правил техники безопасности при производстве соответствующих работ, и в процессе эксплуатации не было случаев отказов по причинам этих несоответствий;

• замена оборудования с истекшим сроком службы, как правило, должно заменяться новым и др.

Схемы электрические распределительных устройств выбираются по типовой работе [12] «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35-750 кВ» [3]:

• применение отделителей и короткозамыкателей не допускается;

• число трансформаторов, устанавливаемых на ПС, принимается, как правило, два;

• на стороне НН 6, 10 и 35 кВ должна предусматриваться раздельная работа трансформаторов;

При выборе электротехнического оборудования необходимо выполнять следующее требования [3]:

• мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой, по техническим условиям на трансформаторы, перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание нагрузки;

• должны применяться современные силовые трансформаторы, оборудованные устройствами автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), имеющие необходимую динамическую стойкость, высоконадежные вводы и сниженные потери;

• в ОРУ 35 кВ должны предусматриваться элегазовые или вакуумные выключатели;

• в РУ 6, 10 кВ должны предусматриваться шкафы КРУ с вакуумными или элегазовыми выключателями;

• при выборе оборудования и ошиновки по номинальному току необходимо учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность оборудования.

• в целях улучшения обслуживания и повышения автоматизированности ПС разъединители в РУ 35 кВ должны предусматриваться с электродвигательными приводами на главных и заземляющих ножах.

Для защиты оборудования трансформаторной подстанции от перенапряжений необходимо [3]:

• от прямых ударов молнии – стержневыми и тросовыми молниеотводами в соответствии с разделом 4.2 Правила устройства электроустановок (ПУЭ) [13];

• от набегающих волн, защитными аппаратами, устанавливаемыми на подходах и в РУ в соответствии с разделом 4.2 ПУЭ. В качестве защитных аппаратов на напряжение 35 кВ должны применяться, как правило, ограничители перенапряжений (ОПН) с скоординированными характеристиками с изоляцией защищаемого оборудования и ВЛ;

• для защиты трансформаторного оборудования от грозовых перенапряжений на стороне 6-10 кВ так же устанавливаются ОПН;

• электрические сети 35 кВ должны работать с изолированной или заземленной через резистор или дугогасящий реактор нейтралью. Число и расстановка средств компенсации емкостного тока определяется расчетом в соответствии с требованиями ПУЭ. Расстановка и выбор ОПН для защиты от коммутационных перенапряжений определяются в соответствии с [14] «Методическими указаниями по выбору ОПН в электрических сетях 6-35 кВ»;

• при применении кабельных линий и вставок 35 кВ и выше необходимо проводить расчетом проверку необходимости установки ОПН для защиты остального оборудования от коммутационных перенапряжений.

В соответствии с требованиями ПУЭ [13] проектировать заземление на подстанции необходимо с учетом нормирования по допустимому напряжению прикосновения или по допустимому сопротивлению, а также требований по снижению импульсных помех для обеспечения работы релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи [3].

В соответствии нормам технологического проектирования для организации собственных нужд необходимо:

• устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд;

• предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания;

При выборе высоковольтных выключателей для рассматриваемой трансформаторной подстанции упор делается на современное технологическое решение – ретрофит, как наиболее экономичный вариант замены старого оборудования на новое, например, замену старого выключателя на выкатном элементе КРУ или КСО на новый коммутационный аппарат [5].

1. РАЗРАБОТКА НОРМАЛЬНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПОДСТАНЦИИ

В соответствии с нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ [3], ГОСТ Р 56303–2014 и ГОСТ 21.613–2014 [15,16], схемами принципиальными электрическими распределительных устройств подстанций 35-750 кВ, действующей и утвержденной главный инженер Февральской дистанции электроснабжения схемы главных электрических соединений рассматриваемой подстанции [9], а также современными техническими и схемными решениями [5,17–20] разработаны нормальные схемы электрических соединений ЗРУ 35, 10 и 0,4 кВ (рисунки 2.1–2.3).

Рисунок 2.1 – Схеме РУ 35 кВ два блока с секционированием через выключатель и с вводом посредствам воздушных фидеров с разъединителем

Рисунок 2.2 – Схема электрических соединений РУ 10 кВ с секциями шин для питания
распределительных сетей и СЦБ

Рисунок 2.3 – Схема электрических соединений РУ 0,4 кВ с секциями шин для питания собственных нужд трансформаторной подстанции и шин СЦБ 10 кВ

Представленные схемы на рисунках 2.1–2.3 все коммутационные аппараты и заземляющие разъединители изображены в положении, соответствующем нормальному режиму работы трансформаторной подстанции на ст. Огорон.

В соответствии с ГОСТ 21.613–2014 нормально отключенному положению выключателя на схеме электрических соединений РУ 0,4 кВ соответствует закрещенный прямоугольник, а не закрещенный прямоугольник выключатель – включено.

Световое исполнение классов напряжения на схемах нормальных электрических соединений принято в соответствии с ГОСТ Р 56303–2014.

В рамках поддержания работоспособного состояния рассматриваемой трансформаторной подстанции целесообразно выполнить мероприятия способные при минимальных капитальных вложениях увеличить срок эксплуатации подстанции. В настоящей работе рассматриваются только те метропатия, которые необходимы для выбор современного силового оборудования подстанции.

Для выбора силового оборудования трансформаторной подстанции требуется произвести расчеты: токов короткого замыкания, максимальных рабочих токов и термического воздействия токов короткого замыкания [21–23].

Особенность работы подстанции ст. Огорон является минимальная нагрузка. Нагрузка на силовых трансформаторах номинальной мощностью 1600 кВА в летний и зимний период отличается и среднем составляет 6,75 % он номинальной. Поэтому целесообразно выполнить выбор силовых трансформаторов и проверить их на нагрузочную способность в соответствии с протоколами замеров суточной нагрузки по ТП-35/10/0,4 кВ ст. Огорон.

Допустимые нагрузки выбранных силовых трансформаторов подстанции определим по ГОСТ 14209-85 [24].

1. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ И ПРОВЕРКА ИХ ПО НАГРУЗОЧНОЙ СПОСОБНОСТИ ИСХОДЯ И РЕАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1. Нагрузка силовых трансформаторов

Для оценки работы подстанции на основе протоколов замера суточной нагрузки по ТП-35/10/0,4 кВ ст. Огорон летний и зимний периоды [6,7] построим зависимость фактической мощности Р_ф (от номинальной Р_н в процентах), протекающей по вводам в ЗРУ 10 кВ для каждого силового трансформатора, от времени в сутках. По результатам суточных замеров, расход реактивная электрическая энергия на подстанции не изменяется. При дальнейшем анализе нагрузки в этом подразделе будем учитывать только активную мощность.

Рисунок 3.1 – Нагрузка силовых трансформаторов подстанции
в зимний период: Т1 – голубая линия, Т2 – красная линия

Рисунок 3.2 – Нагрузка силовых трансформаторов подстанции
в летний период: Т1 – голубая линия, Т2 – красная линия

Низкие нагрузки действующих силовых трансформаторов
ТМН-1600/35/10 показывают необходимость их замены на трансформаторы меньшей номинальной мощности.

Для выбора силовых трансформаторов необходимо определить суммарную наибольшую нагрузку на подстанцию. В зимний период подстанция перерабатывает наибольшее количество электрической энергии.

Построим график зависимости мощности подстанции Р_под от времени в сутках в соответствии с таблицей 1.6.

Нагрузку подстанции для каждого i-го часа суток определим по формуле

, 31\* MERGEFORMAT (.)

где и – активная мощность перерабатываемая силовым трансформаторов соответственно Т1 и Т2, кВт.

Рисунок 3.3 – Нагрузка трансформаторной подстанции по мощности

Средняя активная нагрузка подстанции по мощности в зимний период за один час максимума не превышает 400 кВт.

1. Определение номинальной мощности силовых трансформаторов

Для выбора силового трансформатора необходимо учитывать переработку активной и реактивной электрической энергии (ЭЭ) по трансформаторам. На рассматриваемой трансформаторной подстанции замеры перетока реактивной ЭЭ не проводятся. При анализе расхода реактивной электрической энергии на трансформаторных подстанциях железнодорожных станций Февральск, Дугда, Верхнезейск, Маревая и др., расход реактивной ЭЭ составляет .

При выборе силового трансформатора на рассматриваемой подстанции примем, что переток реактивной ЭЭ для наибольшего значения активной мощности за час в сутках будет составлять 0,3 и .

. 32\* MERGEFORMAT (.)

В соответствии с формулой (3.2) максимальная нагрузка подстанции за один час составляет 520 кВА, минимальная – 208 кВА.

Результат построения зависимости полной мощности, которую перерабатывает подстанция, от времени в стуках, представлен на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4 – Зависимость полной мощности, перерабатываемой трансформаторной подстанцией, от времени в сутках

Из графика рисунка 3.4 видно, что нагрузка зимой действующих силовых трансформаторов ТМН-1600/35/10 кВ с учетом принятых условий изменяется в диапазоне 6,5…16,5 % от номинальной мощности трансформатора.

В соответствии вышепредставленного графика нагрузки подстанции предварительную мощность каждого силового трансформатора следует принять равной 400 кВА.

1. Проверка новых силовых трансформаторов по нагрузочной способности

Мощности силового трансформатора на подстанции класса напряжения
35 кВ должно быть достаточно при необходимости обеспечивать питание всей ее нагрузки одним находящемся в работе трансформаторе [21].

Характеристики

Список файлов ВКР