диплом (1226972), страница 2

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

Текст из файла (страница 2)

В настоящее время без электрической энергии наша жизнь немыслима. Электроэнергетика вторглась во все сферы деятельности человека: промышленность и сельское хозяйство, науку и космос. Представить без электроэнергии наш быт также невозможно.

Актуальность дипломного проекта, является тематика специального вопроса, которая освящает ряд вопросов связанных с эксплуатацией одной из наиболее уязвимых и подверженных разрушительному постоянному воздействию и в тоже время обеспечивающей электробезопасность персонала, частей электроустановок – заземлением. Рассмотреть современные системы заземления. Произвести технико-экономическое обоснование эффективности замены вышедшего из строя заземляющего устройства на понизительной подстанции. Наибольшие трудности возникают с заземлителями понизительных подстанций, особенно тех, что находятся в районах с большим удельным сопротивлением земли.

Задача электробезопасности в электроустановках, сооружаемых и эксплуатируемых, исключительно многогранна, и ее качественное решение немыслимо без использования новейших достижений в области электротехники, геофизики, вычислительной математики и т. д.

Внедрение же новых систем заземления, средств диагностирования позволит более четко оценивать состояние оборудования. Степень применения технического диагностирования определяет глубину и качество определения технического состояния изделия, а значит правильность и эффективность принимаемых решений. При проведении периодических диагностик, осмотров, даст представление о развивающихся дефектах, возможности спрогнозировать их дальнейший рост, в конечном итоге перейти на стратегию технического обслуживания и ремонта по состоянию с контролем параметров. И этот переход неразрывно связан с повышением уровня профессиональных знаний всего эксплуатационного персонала.

Приведённые выше положения определили целесообразность проведённой в дипломном проекте работы.

Важнейшими техническими задачами энергетики являются: обеспечение безопасной работы обслуживающего персонала, безаварийная работа электрических систем и установок, грозозащита зданий, различных сооружений и линий связи с помощью устройства надежных заземлений, удовлетворяющих требованиям Правил устройства электроустановок (ПУЭ) в течение всего года.

В основной части выпускной квалификационной работе предложены мероприятия по реконструкции понизительной подстанции переменного тока 35/10 кВ. Рассматриваемая подстанция введена в эксплуатацию в 1981 году. В связи с этим все оборудование на подстанции морально и материально устарело. Целью данной работы является выбор и проверка современного оборудования для данной подстанции, для повышения эффективности и надежности функционирования.

В выпускной квалификационной работе проверяется мощность установленных понижающих трансформаторов. Подстанция является промежуточной и получает питание от двух линий продольного электроснабжения 35 кВ. В работе производится выбор схемы главных электрических соединений подстанции согласно, современных требований. В проекте представлен расчет токов короткого замыкания на всех присоединениях подстанции, производится расчет максимальных рабочих токов и других параметров, необходимых для выбора современного оборудования. Производится выбор и проверка основного оборудования подстанции. Производится расчет и выбор необслуживаемых аккумуляторных батарей и зарядно-подзарядного агрегата. Также производится расчет заземления и молниезащиты открытой части подстанции.

1 АНАЛИЗ СХЕМЫ ГЛАВНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ

Транзитная подстанция включена в рассечку воздушной линии (ВЛ) 35 кВ по схеме [3] 5А “Мостик с выключателями” обеспечивая секционирование ВЛ, на случай отключения трансформаторов (Рисунок А.1, Приложение А). По шинам осуществляется передача транзитом электрической энергии питающей системы РУ 35 кВ промежуточных подстанций. Разъединители ремонтной перемычки включают для обеспечения транзита мощности энергосистемы при отключении выключателя рабочей перемычки. Защиту от перенапряжений выполним установкой ограничителей перенапряжения. Понижающие трансформаторы подключены к линиям 35 кВ через шинные разъединители и элегазовые выключатели, поскольку во всех цепях распределительных устройств должны быть установлены разъединители с видимым разрывом, обеспечивающие возможность отсоединения всех аппаратов каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения.

РУ-10 кВ на подстанциях переменного тока предназначено для питания районных нагрузок нетяговых потребителей.

Схема комплектного распределительного устройства КРУ 10кВ выбрана на основании представленной продукции «ТАВРИДА ЭЛЕКТРИК». КРУ 10кВ комплектуются из отдельных компактных шкафов, в каждом из которых может находиться от двух до четырех присоединений к сборным шинам (модулей). Внутреннее пространство шкафа разделено на три отсека: низковольтный, высоковольтный и кабельный. На объекте монтажа сверху на шкаф главных цепей устанавливается релейный отсек. Модули закрепляются на горизонтальных отрезках профиля, разделяющего низковольтный и высоковольтный отсеки. При этом в низковольтном отсеке располагаются приводы вакуумных выключателей, части приводов и органы управления разъединителей, гнёзда датчиков напряжения. В низковольтном отсеке также расположены элементы электромеханических блокировок и действующая мнемосхема.

В высоковольтном отсеке располагаются отрезки сборных шин, вакуумные камеры выключателей, подвижные контакты разъединителей, трансформаторы тока и датчики напряжения.

В кабельном отсеке располагаются кабельные приёмники, отключающие пружины разъединителей, перемычка узла секционирования сборных шин модулей, трансформаторы напряжения и заземляющая перемычка

В случае возникновения короткого замыкания на одном из присоединений авария локализуется в пределах одного модуля.

Трансформаторы тока нулевой последовательности устанавливаются в кабельном канале на специальных горизонтальных уголках, проложенных по всей длине РУ. Схема КРУ 10кВ представлена на рисунке А.2 (приложение А)

Отдельным видом РУ–10кВ является КРУН для питания устройств СЦБ от тяговых подстанций, которые с одной системой шин. К ней подключают один повышающий трансформатор, связывающий шины РУ с шинами низкого напряжения собственных нужд подстанции и фидеры 10кВ.

Схемы главных электрических соединений составлены на основании решений приведённых в учебной литературе с соблюдением ГОСТ.

2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ

Согласно [1], для правильного выбора номинальной мощности трансформа­тора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком, отражающим как максимальную, так и среднесуточную активную нагрузки данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки.

Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.

Номинальная мощность трансформатора S_HOM, кBА, в общем виде определя­ется из выражения (2.1)

. (2.1)

где S_max – максимальная мощность потребителей подстанции, кВА; k_I-II – коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категории, для подстанций с числом таких потребителей более 75% принимается равным 1; k_пер – коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

При аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов на 40 % во время макси­мума общей суточной нагрузки продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформаторов к_н в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75

Коэффициент заполнения графика нагрузки определяется следующим отношением

. (2.2)

где Р_с – среднесуточная мощность потребителей, кВт.

Так как k_I-II < 1, а k_пер > 1, то их отношение k = k_I-II/k_пер всегда меньше единицы и характеризует собой резервную мощность трансформатора, заложенную при выборе его номинальной мощности. Чем это отношение меньше, тем меньше будет резерв установленной мощности трансформатора и тем более эффективным будет использование трансформаторной мощности с учетом перегрузки.

Полную суммарную мощности потребителей 10 кВ S_max определим по формуле, кВА

. (2.3)

где ∑Р_max – наибольшая суммарная активная мощность на шинах 10 кВ ПС; ∑Q_max – наибольшая суммарная реактивная мощность на шинах 10 кВ ПС.

Для примера рассмотрим суточный график нагрузок по фидеру - 5 ,представленному на рисунке Б.4 (Приложение Б).

Согласно суточным замерам по фидеру – 5 , наибольшая активная и реактивная мощность потребляется в интервал времени с 8 до 9 часов. Наибольшая активная мощность в этот интервал времени равна 204 кВт, а наибольшая реактивная мощность равна 107 кВАр.

Аналогично определяем наибольшую активную и реактивную мощность по другим фидерам по графикам представленным в Приложении Б. Результаты заносим в таблицу Б.1 (Приложение Б)

Рассчитаем значение наибольшей суммарной мощности потребителей 10 кВ по выражению (2.3)

.

Тогда, определяем номинальную мощность трансформатора S_HOM по выражению (2.1)

.

Выбираем два понижающих трансформатора мощностью 1000 кВА, каждый типа ТМ-1000/35. Один трансформатор в работе, второй в резерве.

Далее, определяем коэффициент заполнения графика нагрузки k_н. Согласно суточным замерам, среднесуточная мощность потребителей шин 10 кВ составляет Р_с = 486,6 кВА

Следовательно, выбранные трансформаторы типа ТМ-1000/35, при работе в аварийном режиме, удовлетворяют указанным выше условиям и могут быть установлены для питания районных потребителей 10 кВ. Здесь необходимо отметить, что такая проверка выбранных трансформаторов производилась из-за того, что районные потребители 10 кВ являются потребителями I категории, перерыв в электроснабжении которых недопустим.

3 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Согласно [2] , выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и термической устойчивости производится по току трехфазного короткого замыкания I_k⁽³⁾. Поэтому в проекте необходимо произвести расчет токов короткого замыкания I_k⁽³⁾ для всех РУ и однофазного тока замыкания на землю I_k⁽¹⁾ для РУ питающего напряжения. Для чего на основании схемы внешнего электроснабжения, исходных данных и принятой схемы главных электрических соединений подстанции составляется структурная схема (рисунок В.1, Приложение В), а по ней расчетная схема (рисунок В.2, Приложение В) проектируемой подстанции.

Согласно [3], расчет токов короткого замыкания производится с учетом удаленности источников питания. При расчете короткого замыкания для подстанции можно считать, что есть электрическая система с неограниченной мощностью.

Для достоверной проверки электрических аппаратов необходимо определится с расчетным видом короткого замыкания представленных в [2].

Таким образом, необходимо определить трехфазный, двухфазный и однофазный ток короткого замыкания, протекающие ко всем точкам короткого замыкания.

3.1 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

Исходными данными для расчета токов короткого замыкания являются: мощность короткого замыкания на шинах высшего напряжения подстанции S_кз; количество, мощность и паспортные характеристики понижающих трансформаторов.

Для расчета токов короткого замыкания воспользуемся следующей формулой, кА

, (3.1)

где U_ст – напряжение ступени, для которой определяется ток короткого замыкания, кВ; Х_кз – результирующее сопротивление до точки КЗ.

_{Однофазный и двухфазный токи короткого замыкания определим, кА}

Характеристики

Список файлов ВКР