Районная понизительная подстанция

Районная понизительная подстанция

ВВЕДЕНИЕ

Развитие сельскохозяйственного производства, создание аграрно- промышленных комплексов приводит к росту электрических нагрузок, что вызывает необходимость реконструкции и строительства новых электрических подстанций в сельской местности. В существующем электроснабжении сельского хозяйства имеются недостатки. Во многих случаях надёжность электроснабжения низкая.

Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями первой категории по надёжности электроснабжения, не все обеспечены резервированием электроснабжения.

Одна из причин имеющихся недостатков существующего электроснабжения сельских потребителей - недостаточное оснащение действующих электрических подстанций современным оборудованием. Часть действующих подстанций имеет недостаточную пропускную способность, поскольку расчётные нагрузки при их проектировании принимались на перспективу 5-10 лет, а находятся они в эксплуатации гораздо большее количество лет.

Трансформаторные под станции (ТП) 35 кВ, применяемые для ЭС сельскохозяйственных районов, имеют один или два трансформатора напряжением 35/10 кВ, мощностью 630-6300 кВА. Место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок. Подстанция (далее ПС) должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; на незаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зон интенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием при размещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ. Рациональное проектирование ПС, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.

. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОПОТРЕБИТЕЛЕЙ ПОДСТАНЦИИ

В данном проекте рассматривается электрическая подстанция, снабжающая электроснабжением южную часть Череповецкого района Вологодской области.

Рассматриваемая схема электроснабжения охватывает четыре совхоза: "Строитель", "Батранский ", "Мяксинский ", "Рабочий ". Сельское хозяйство района специализируется на мясомолочном животноводстве, льноводстве и зерноводстве, являющиеся основными товарными отраслями.

Наиболее крупными объектами сельскохозяйственного комплекса являются: свинокомплекс на 400 голов в п. Н. Домозерово.

Кроме сельскохозяйственных потребителей также питается поселок Н. Домозерово и находящиеся в нём промышленные объекты, такие как ПО "Сельхозтехника", приемный пункт молока, котельная, очистные сооружения.

Под станция 35/10 кВ Домозерово присоединяется к энергосистеме путем захода существующей ВЛ 35кВ Новые Углы - Батран. Длина захода составляет 0,74 км. Трасса проектируемой ВЛ 35 кВ имеет начало на существующей ВЛ 35 кВ Батран - Новые Углы, которая разрезается и выполняется заход-выход на ПС 35 кВ Домозерово. Подстанция Домозерово является двухтрансформаторной. Установлены два силовых трансформатора ТМН-2500/35Уl. Система шин 10 кВ - одиночная, секционированная выключателем.

По линиям 10 кВ осуществляется питание потребителей в основном второй и третей категории (деревни Горка, Жары, С. Домозерово, Н. Домозерово, Матурино, Лапач, Починок). Исключение составляют некоторые животноводческие комплексы, указанные выше.

Генеральный план подстанции представлен на чертеже 1.

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НА ШИНАХ 10 кВ

силовой трансформатор короткий замыкание

2.1 Определение расчетной мощности подстанции

Данные для расчета по воздушным линиям ВЛ-l О кВ приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Данные по воздушным линиям ВЛ-10 кВ

Определяем активную и реактивную мощность по следующим формулам:

                                                                                   (2.1)

                                                                                    (2.2)

                                                                                   (2.3)

Определим расчетную нагрузку по формулам (2.1) - (2.3).

Приведем пример расчёта для фидера ВЛ-l О кВ Лапач:

кВ×А;

кВт;

кВар.

Аналогично рассчитываются остальные фидера, результаты расчёта представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Расчёт электрических нагрузок для фидеров ВЛ-l О кВ

Суммарная мощность равна:

 кВ×А

Приведем перечень основных электроприемников собственных нужд для расчета полной мощности подстанции, данные сведем в таблицу 2.3

Талица 2.3 - Основные электроприемники собственных нужд

9

Полная расчетная мощность подстанции с учетом нагрузки собственных нужд (Sсоб н ) и коэффициента роста нагрузок за пять лет (Кр) определяется по формуле (2.4):

                                              (2.4)

2.2 Определение средней нагрузки подстанции за год и коэффициента заполнения графика

На рис 2.1 представлен типовой график полной мощности ПС

Рисунок 2.1 Типовой график полной мощности ПС: 1 - зимний период; 2 - летний период

Произведем перевод типового графика в график нагрузки по формуле (2.5).

                                                                                       (2.5)

Приведем пример перевода типового графика в график нагрузки для ступени 1 (зимний график):

МВА.

На рис 2.2 представлен суточный график полной мощности ПС

Рисунок 2.2 Суточный график полной мощности ПС: 1 - зимний период; 2 - летний период

На рис 2.3 представлен годовой график полной мощности ПС

Рисунок 2.2 Годовой график полной мощности ПС

Потребляемая электроэнергия за год определяется по формуле (2.6):

                                                                                      (2.6)

где  - мощность i-ой ступени графика, кВт;

 - продолжительность ступени, час.= 3931×183+3852×183+3734×183+3505×1098+3129×915+

+2448×1830+2319×182++2241×182+2024×728+1874×364+

+1633×546+1528×1456+1336×910=20620000 кВтч.

Средняя нагрузка под станции за год определяется по формуле (2.7):

                                                                                            (2.7)

 кВт.

Продолжительность использования максимальной нагрузки определяется по формуле (2.8):

                                                                                        (2.8)

ч.

Время потерь определяется по формуле (2.9):

                                                                (2.9)

Коэффициент заполнения графика определяется по формуле:

3. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТИПА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ

3.1 Выбор количества и мощности трансформаторов

Суммарная нагрузка внешних потребителей электроэнергии присоединенных к сборным шинам 10 кв составляет 2352 кВА. При определении расчётной мощности подстанции учитываются мощности трансформаторов собственных нужд, нагрузка которых составляет 56,04 кВА. По данным перспективы развития Череповецких электрических сетей через 5 лет нагрузка узла возрастет на 30%.

Таким образом, полная расчетная мощность подстанции с учетом нагрузки собственных нужд и коэффициента роста нагрузок за пять лет составляет 3130,45 кВА.

Покрытие этой нагрузки обеспечит один трансформатор 4000 кВА или два трансформатора 2500 кВА. Так как от подстанции питаются потребители всех категорий, и питание от системы имеется лишь со стороны ВН, то как правило, требуется установка не менее двух трансформаторов. В составе нагрузок узла имеется потребитель первой категории - котельная обеспечивающая теплоэнергией поселок с пятиэтажными жилыми домами и производственно-ремонтными помещениями, в том числе свинокомплекса. Вариант с одним трансформатором не подходит. Принимаем два варианта трёхфазных двух обмоточных трансформаторов 35/10 кВ.

Для двух трансформаторной подстанции: .

Номинальная мощность трансформатора определяется по формуле (3.1)

                                                                                       (3.1)

 кВ×А.

вариант 2хТМН - 2500/35/10;

вариант 2хТМН - 4000/35/10.

Проверяется коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы:

вариант

вариант

Проверяется коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме работы:

вариант

вариант

Технические данные трансформаторов представим в таблице 3.1 из [1].

Таблица 3.1 Технические данные трансформаторов

3.2 Технико-экономический расчёт силовых трансформаторов (по приведённым затратам)

Приведенные затраты определяем по формуле (3.2):

                                                           (3.2)

где КТ - стоимость трансформатора, руб;

lH - нормативный коэффициент, lH = 0,12;

lА - коэффициент на амортизационные отчисления, lA =0,063;

lTP - коэффициент на текущий ремонт трансформатора, lА =0,01;

Стоимость потерь в трансформаторе при его работе определяем по формуле (3.3):

                                                                                   (3.3)

где С0 - цена 1 кВт/ч, С0 =1,02 руб;

W - потери электроэнергии при работе трансформатора, определяются по формуле (3.4)

                                                  (3.4)

где NTP - количество трансформаторов;

МXX - потери холостого хода трансформатора;

Тr - время за год в часах, Тr =8760 ч;

кз - коэффициент загрузки;

DРКЗ - потери при коротком замыкании трансформатора;

t - время наибольших потерь, t =3685 ч.

Рассмотрев два варианта трансформаторов, приходим к выводу что оба трансформатора подходят по коэффициенту загрузки; сравнивая трансформаторы по приведенным затратам выбираем ТМН-2500/35, как более экономичный.

3.3 Расчет теплового режима трансформатора при аварийной перегрузке

Допустимая аварийная перегрузка определяется по предельно допустимым температурам обмотки и масла трансформатора.

Определение температуры обмотки и масла выполним с помощью ЭВМ, результат вычислений представлен на рис 3.3.

Рисунок. 3.1 График температуры масла и обмотки трансформатор

Из графика видно, что значения температур находятся в допустимых пределах, и соответствую ГОСТу 14209-97 [2].

° ≥ 115° - условие выполняется;

° ≥ 70° - условие выполняется.

. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ

При выборе распределительных устройств необходимо учитывать несколько основных факторов:

-  надёжность;

-        возможность работы в аварийном режиме при отключении части РУ;

-        ремонтопригодность;

-        стоимость РУ.

В соответствии с задачами проектирования разработанная подстанция является проходной. Питание её может осуществляться с независимых друг от друга подстанций.

Выбор главной схемы подстанции определяется условиями места расположения подстанции. Задачами обеспечения электроэнергией потребителей разной категории, соображениями экономичности, существующей практикой проектирования подобных подстанций.

4.1 Схема РУ на стороне высшего напряжения

В соответствии с типовыми решениями, учитывая количество присоединений в проекте, рассмотрим два варианта схем распределительных устройств (РУ) [3]. Необходимо выбрать РУ, обеспечивающее высокую надёжность работы схемы.,

Одним из важных требований к схемам на стороне высшего напряжения является создание условий для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы.

Рассмотрим схему РУ мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий, представленную на рис 4.1.

Рисунок. 4.1 Схема РУ мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий

Ремонтная перемычка разомкнута разъединителем QS9. Выключатель Q3 в мостике включен, что обеспечивает транзит мощности по линиям W1 и W2. При аварии в трансформаторе Т1 отключается выключатель со стороны 10 кВ и выключатели Q1 и Q3. После отключения разъединителя QS3 включаются Q 1 и Q3, и транзит мощности восстанавливается. Для ремонта Q1 включают ремонтную перемычку (разъединитель QS9), отключают Q1 и разъединители QS 1 и QS2. Если в этом режиме произойдёт авария в Т2, то отключаются Q2 и Q3 и оба трансформатора остаются без питания.

Рассмотрим схему РУ мостик с выключателями в цепях трансформатора и рабочей перемычкой со стороны трансформатора, представленную на рис 4.2.

Рисунок. 4.2 Схема РУ мостик с выключателями  в цепях трансформатора и рабочей перемычкой со стороны трансформатора

В нормальном режиме ремонтная перемычка с разъединителями QS 7 и QS8 отключена одним разъединителем QS7. Выключатель Q3 в мостике включен. При повреждении трансформатора Т1 отключается выключатель со стороны 10 кВ, отключается выключатель Q1, отключается разъединитель QS 1. Транзит мощности H~ прерывается. Ремонтная перемычка используется при ревизии выключателя Q1, для этого включается QS7, отключаются Q1 и QS1. Питание Т1 получает через ремонтную перемычку

Выбираем более надежную схему - схему РУ мостик с выключателями в цепях трансформатора и рабочей перемычкой со стороны трансформатора, обеспечивающую транзит мощности через подстанцию.

Выбранная схема представляет собой:

кВ - «мостик» с выключателями в цепях трансформатора. На стороне 35 кВ также предусмотрено следующее оборудование:

трансформаторы напряжения служащие для обеспечения работы системы релейной защиты и автоматики, а также подключения измерительных приборов.

разрядники вентильные станционные устанавливаемые для ограничения атмосферных перенапряжений.

заградитель, конденсатор с фильтром присоединения ФПМ для организации высокочастотной связи с диспетчерской службой сетей.

трансформаторы тока приняты встроенные во вводы силового трансформатора служат для работы системы релейной защиты и автоматики, и измерительных приборов.

разъединители и соответственно с 2 и 1 заземляющими ножами, служащие для видимого разрыва электрической цепи и обеспечивающие безопасность проведения ремонтных работ.

выключатели масляные баковые необходимы для отключения и включения токов нагрузки и токов короткого замыкания.

4.2 Схема ру на стороне низшего напряжения

На подстанции на напряжении 10 кВ применяют схему РУ с одной системой шин, секционированной выключателями.

Трансформаторы Т1 и Т2 и линии присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для отключения и включения ее в нормальных и аварийных режимах. Достоинством такой схемы являются простота, наглядность, экономичность.

Выбранная схема представляет собой:

кВ - одиночная, секционированная выключателем, система шин с семью отходящими линиями по которым передается электроэнергия сельскохозяйственным потребителям.

К каждой секции шин присоединены вводные ячейки трансформаторов. Кроме отходящих линий к секции шин 10 кв подключены:

три резервных ячейки на случай увеличения нагрузок;

две вводных ячейки (ввод трансформатора № 1, ввод трансформатора № 2);

две ячейки трансформаторов напряжения с помощью которых производится измерение напряжения и контроль изоляции в системе 10 кВ;

ячейка секционного выключателя и секционного разъединителя с помощью которых соединяются две секции шин.

Трансформаторы собственных нужд в количестве двух запитаны от силовых трансформаторов со стороны 10кВ до секции шин.

К вводам 10 кВ силовых трансформаторов присоединены ограничители перенапряжений, современные защитные устройства на окисно-цинковых варисторах, имеющих лучшие характеристики, чем вентильные разрядники.

Таким образом, выбранная схема подстанции 35/10 кВ проста, надежна и экономична. В нормальном режиме работают оба силовых трансформатора при включенном «мостике». Питание подстанции осуществляется по двум ВЛ-35 кВ. На стороне 10 кВ две секции шин работают раздельно.

5. ВЫБОР УСТРОЙСТВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ

5.1 Расчет электрических нагрузок собственных нужд

Для нормальной работы подстанции при любых погодных условиях, а также для питания цепи сигнализации и релейной защиты, для работы оперативного персонала на подстанции выполнена сеть собственных нужд (СН). Она включает в себя два трансформатора собственных нужд (ТСН) обогрев выключателей и шкафов аппаратуры, устройства для питания релейной аппаратуры и сигнализации, а также сеть обогрева и освещения общеподстанционного пункта управления (ОПУ), освещение территории подстанции и другие нужды

Исходными данными для определения расчетных нагрузок служит перечень электроприемников (см. таблицу 2.3) с указанием их номинальной мощности. На чертеже 3 представлены собственные нужды подстанции.

.1.1 Расчет осветительных нагрузок

Питание осветительной нагрузки осуществляется от шин 0,4 кВ собственных нужд подстанции.

Для освещения помещений ОПУ применяются лампы типа ЛХБ, тип светильника ОДР. Последние выполняются с компенсацией реактивной мощности, поэтому cos j = 0,93, коэффициент пускорегулирующей аппаратуры Кпра = 1,3. Высота подвеса светильников 3-4 метра.

Расчет производится методом удельных мощностей. По [4] выбираем разряд зрительных работ и нормативное значение освещенности, высота подвеса светильников 4м, тип светильников ОДР, тип лампы ЛХБ-40. Для данного типа светильников по нормативной освещенности находим удельную мощность Руд. Установленную мощность определяем по формуле:

                                                                                     (5.1)

где F - площадь помещения, м2 ;

Руд - удельная мощность, Вт/ м2.

Расчетная активная мощность определяется по формуле:

                                                                               (5.2)

где кс - коэффициент спроса, кс = 0,85.

Расчетная реактивная мощность определяется:

                                                                                     (5.3)

Установленная мощность для аварийного освещения принимается не менее 5% от установленной мощности основного освещения.

Для примера приведём расчёт осветительной нагрузки помещения ОПУ ПС.

Из [4] выбираем разряд зрительных работ - VIII;

Нормативную освещённость Ен= 75 лк;

По формуле (5.1) находим установленную мощность

 Вт.

Определяем расчётную активную мощность по формуле (5.2)

 Вт.

Определяем мощность лампы Рл

 Вт.

Выбираем 8 ламп типа ЛБ - 60.

Результаты расчётов сведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1 Расчет осветительных нагрузок