Обеспечивается надёжное электроснабжение потребителей

1. Обеспечивается надёжное электроснабжение потребителей.

Техническим заданием на проектирование определена необходимость увеличения установленной мощности подстанции, что обеспечивает наличие технической возможности увеличения полезного отпуска электроэнергии.

2. Создание имиджа ОАО «Пермэнерго» как надёжного и делового партнёра в отношениях с областной администрацией, крупными предприятиями, что позволит успешно вести и развивать бизнес в области.

3. Увеличивается капитализация компании, так как после проведения реконструкции вновь установленное оборудование ставится на баланс Березниковских электрических сетей ОАО «Пермэнерго», с последующим начислением амортизационных отчислений, соответственно увеличится амортизационный фонд предприятия.

ГОСТ 14209- 85 «Нагрузочная способность трансформаторов и автотрансформаторов» позволяет осуществить рациональную загрузку силовых трансформаторов и обеспечить оптимальный выбор номинальной мощности трансформаторов при проектировании или реконструкции ПС. В соответствии с «Рекомендациями по технологическому проектированию подстанций переменного ока с высшим напряжением 35-750 кВ» выбор мощности трансформаторов осуществляется следующим образом.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении мощности одного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе, с учётом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки.

При росте нагрузок (в нашем случае) сверх расчётного уровня увеличение мощности ПС производиться, как правило, путём замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна быть обоснована и согласована с заказчиков.

Решение о замене трансформатора принимается на основании данных о фактическом состоянии работающих трансформаторов, надёжности их работы за истекший период, техническом уровне, фактическом сроке эксплуатации в отношении к нормативному сроку работы, росту нагрузок, развитии примыкающих электрических сетей и изменении главной схемы электрических соединений ПС.

При замене одного из двух трансформаторов ПС проверятся условия, обеспечивающее параллельную работу оставшегося в работе и нового трансформаторов в автоматическом режиме регулирования напряжения на соответствующей стороне. При применении линейных регулировочных трансформаторов проверяется их динамическая и термическая стойкость при КЗ на стороне регулируемого напряжения.

Выбор мощности трансформаторов на ПС при нефтеперекачивающих станциях (НПС) следует производить с учётом обеспечения ими полной производительности и нормальных оперативных переключений технологических агрегатов (пуск резервного, а затем остановка рабочего) в режиме длительного отключения одного трансформатора.

 
1.4 Разработка технического задания (определение состава и этапов проектирования)

1.  Основание для проектирования

1.1 План-прогноз капитального строительства по БЭС на 2007 г.;

1.2 Технические условия ОАО «Пермэнерго».

2. Характер строительства

2.1 Реконструкция.

3. Требования к режиму предприятия

3.1 Режим работы постоянный, круглосуточный.

4. Особые условия строительства

4.1 В рабочем проекте предусмотреть демонтаж и утилизацию заменяемого оборудования.

5. Основные технико- экономические показатели

5.1 Подстанция предназначена для электроснабжения Гежского месторождения нефти ЦДНГ-3 по 9 отходящим фидерам.

6. Основные технические решения

6.1   На стороне 110 кВ принять существующую схему. Предусмотреть проектом замену масляных выключателей ВМТ-110кВ силовых трансформаторов Т1 и Т2 на элегазовые выключатели ВГТ-110-40/2500 производства «Уралэлектротяжмаш»;

6.2  Вместо установленных в ОРУ-110 кВ вентильных разрядников РВС-110 установить ограничители перенапряжения ОПН-110 кВ;

6.3  Предусмотреть проектом замену трехобмоточного силового трансформатора Т2 типа ТМН-2500/110 на трансформатор типа ТМН-6300/110 с напряжением обмоток 110/6 кВ, с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой и модернизацией существующих панелей защит;

6.4  Выполнить систему маслоотведения силовых трансформаторов с устройством маслосборников, ливнемаслостоков, подземного маслоуловителя;

6.5   Предусмотреть (при необходимости) замену металлических траверс и стоек порталов 110 кВ, металлоконструкций, стоек под оборудование и контура заземления ПС. Необходимость замены определить по результатам обследования при проведении ПИР;

6.6   На стороне 6 кВ предусмотреть замену масляных выключателей ВМП-110К-1500 элегазовыми выключателями типа ВР1-10-20-630;

6.7   Принять комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 с трансформаторами мощностью 6.3 МВА, климатического исполнения ХЛ1;

6.8   ОРУ- 110 кВ выполнить из унифицированных транспортабельных блоков, выполненных в виде металлических опорных конструкций, на которых смонтированы аппараты высокого напряжения с элементами жёсткой и гибкой ошиновки;

6.9   ЗРУ- 6 кВ выполнить в виде металлического сооружения КРПЗ-10 состоящего из отдельных транспортабельных блоков (8 штук);

6.10  Все оборудование и модули установить на стойки, фундаменты высотой 0,5 м;

6.11  Защиту всех элементов подстанции предусмотреть в объеме ПУЭ с применением микропроцессорных устройств типа Micom P632 и Р139;

6.12  На шинах 6 кВ установить 2 БСК, по 1350 кВар каждая;

6.13  Установить электронные счетчики типа ЕВРО-Альфа по учету расхода электроэнергии по 6 и 110 кВ;

6.14  На ЩУ выполнить цепи телеметрии со счетчиками для организации АСКУЭ;

6.15  Предусмотреть полный комплект противоаварийной автоматики АВР и АПВ;

6.16  Ошиновку подстанции выполнить сталеалюминевым проводом АС-70/11 (110 кВ);

6.17  Заземление на подстанции выполнить заново. В целях снижения сопротивления контура заземления, в траншею с горизонтальным заземлением засыпать глину, толщиной 0,4 м;

6.18  Установить аппаратуру телемеханики и связи в ОПУ;

6.19  Согласно техническим условиям телемеханизацию подстанции предусмотреть в следующем объёме:

- телесигнализация положения выключателей 110 кВ;

- телесигнализация положения выкл. ввода и секционного 6кВ;

- текущие телеизмерения тока на вводах 110 кВ и 6 кВ;

 - текущее телеизмерение напряжения на каждой секции шин 6 кВ.

6.20  Систему телемеханизации подстанции 110/6 кВ выполнить на аппаратуре АКП «Исеть» разработки НТК «Интерфейс» г.Екатеринбург;

6.21  Организовать передачу сигналов ТМ, ТС, ТУ, ТИ по радиоканалам.

6.22  Молниезащиту на подстанции выполнить заново;

6.23  Заземление на подстанции выполнить заново;

6.24  Предусмотреть места заземления пожарной техники на ОРУ-110 кВ.

7. Разработка демонстрационных материалов

7.1 Разработка не требуется.

8. Основные требования к технике безопасности

8.1 Выполнить в соответствии с нормами (Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03) и действующим законодательством.

9. Условия строительства

9.1 В проекте предусмотреть демонтаж и утилизацию заменяемого оборудования.

10. Особые условия проектирования

10.1 Документацию в 2-х экземплярах для проведения торгов на строительство и приобретения оборудования в составе:

- техническое задание на реконструкцию ПС;

- ведомость объемов работ;

- ведомость строительных материалов;

- ведомость оборудования;

- обзорные чертежи;

- стоимость работ, в том числе: строительных работ, электромонтажных и пусконаладочных работ.

10.2 К проекту приложить сводную спецификацию на строительные материалы и конструкции;

10.3 Рабочий проект согласовать в установленном порядке;

11. Проектная организация

11.1 Определится на конкурсной основе.

12. Строительная организация

12.1 Определится на конкурсной основе.

13. Срок выполнения проекта

13.1 Проект выполнить в 2008 году.

Выводы по главе 1

В данной главе были рассмотрена общая характеристика ПС 110/6 кВ «Гежская». Реконструируемая ПС 110/6 кВ «Гежская» находится в зоне Гежского месторождения нефти с высоким уровнем потребления электроэнергии.

Питание подстанции осуществляется отпайкой от ВЛ-110 кВ «Бумажная – Красновишерск» №1 и №2, которые входят в состав северного кольца.

В главе проведён анализ существующей системы электроснабжения до реконструкции, описано установленное на подстанции оборудование.

Также проведён анализ вариантов реконструкции, отмечены основные требования, предъявляемые к электрическим сетям и возможные ситуации при отказе от реконструкции.

Была поставлена задача на реконструкцию на основании технических условий и технического задания, выданных заказчиком на проект.

Глава 2. РАСЧЁТ И АНАЛИЗ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ   2.1 Определение расчётных нагрузок потребителей ПС «Гежская» 110/6 кВ

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок (ЭН). По значению электрических нагрузок выбирают или проверяют электрооборудование системы электроснабжения, определяют потери мощности и электроэнергии. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения. В случае излишнего увеличения расчётных электрических нагрузок увеличиваются капитальные затраты, что приводит к неполному использованию дефицитного оборудования и проводникового материала. Эксплутационные расходы и надёжность работы электрооборудования также зависят от правильности выбора нагрузок, если в расчётах будут занижены электрические нагрузки, то величина потерь электроэнергии в электрической системе возрастает, что в конечном итоге приведёт к быстрому износу оборудования и увеличению эксплуатационных расходов.

Электрические нагрузки потребителей определяют выбор всех элементов системы электроснабжения: линий электропередачи, трансформаторных подстанций, питательных и распределительных сетей. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при реконструкции и эксплуатации электрических сетей.

При рассмотрении вопроса о реконструкции ПС «Гежская» 110/6 кВ существуют такие характерные места определения расчетных электрических нагрузок: определение общей расчетной нагрузки на шинах 6 кВ каждой секции ПС, необходимой для выбора числа и мощности трансформаторов, устанавливаемых на ПС и выбора отключающих аппаратов, устанавливаемых на стороне низшего напряжения 6 кВ трансформаторов ПС.

При определении расчетных нагрузок должны учитываться:

а) постоянное совершенствование производства (автоматизация и

механизация производственных процессов) увеличивает расход электроэнергии, потребляемой предприятием. Это обстоятельство влечет за собой рост электрических нагрузок;

б) графики нагрузок по каждому фидеру (изменяются во времени, растут и по мере совершенствования техники производства выравниваются);

в) перспективы развития производства и, следовательно, перспективный рост электрических нагрузок потребителей в ближайшие 10 лет.

Расчет электрических нагрузок различных узлов системы электроснабжения выполним, прежде всего с целью выбора сечения питающей и распределительной сетей, числа и мощности трансформаторов подстанции. Расчёт нагрузок потребителей подстанции «Гежская» произведём по суммарной поминальной мощности трансформаторов на каждом фидере шины 6 кВ. Расчёт представим в виде таблицы.

Таблица 2.1 Расчёт нагрузок потребителей ПС «Гежская» 110/6 кВ

Шины 6 кВ		∑ кВА	Расчётная нагрузка		Обозначение и расчётная формула*
			Р, кВт	Q, квар
Фидер №01	0,71/0,99	1130	802,3	794,3	103,56	144,9
Фидер №02	0,71/0,99	250	177,5	175,7	24,24	33,81
Фидер №03	0,70/1,02	519	363,0	370,6	47,56	66,83
Фидер №04	0,86/0,58	229	196,9	134,2	20,98	29,65
Фидер №06	0,80/0,75	260	208,0	176,0	25,6	35,24
Фидер №14	0,80/0,75	260	208,0	176,0	25,6	35,24
Фидер №21	0,70/1,02	700	490	499,8	64,15	89,92
Фидер №24	0,71/0,99	813	597,2	591,3	73,3	102,32
Итого:		4161	3042	2918
КУ				-2700		129,9**
Всего на шинах:		3049	3042	218

 

Примечание:

1) По суммарной мощности трансформаторов на КТП вычислим номинальный и рабочий максимальный токи на каждом фидере.

2) Расчёт максимального рабочего тока конденсаторной установки вычислим по следующим формулам:

Ом;

А.

  2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Выбор рациональной мощности силовых трансформаторов является одной из основных задач при оптимизации систем промышленного электроснабжения. Выбор силовых трансформаторов следует осуществлять с учетом экономически целесообразного режима их работы и соответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключении одного из трансформаторов. Мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии промышленных предприятий.

ПС «Гежская» 110/6 кВ находится в зоне расположения Гежского месторождения нефти с высоким уровнем потребления электрической энергии. Если из двух работающих трансформаторов будет поврежден и отключен трансформатор, меньший по мощности (2500 кВА), то трансформатор 6300 кВА с допустимой перегрузкой 1,4 обеспечит нагрузку большую, чем нужно, т.е. 6300 × 1,4 = 8820 кВА. Но если отключится трансформатор 6300 кВА, то трансформатор 2500 кВА сможет обеспечить всего лишь нагрузку 3500 кВА, что в нашем случае в связи с увеличением потребления не обеспечит надёжности.

Таким образом, при установке трансформаторов 2,5 и 6,3 МВА на ПС нельзя обеспечить экономически целесообразный режим работы трансформаторов и потребную мощность в аварийном режиме. Последнее можно выполнить только при условии завышения номинальной мощности, которая в нормальном режиме будет недоиспользоваться.

Согласно ГОСТ 14209-69 и 11677-75 условия нормальной работы силовых масляных трансформаторов предусматривают, чтобы:

1)  температура окружающей среды была равной 20^оС;

2)  превышение средней температуры масла над температурой окружающей среды составляло для систем М и Д 44^оС;

3)  превышение температуры наиболее нагретой точки обмотки над средней температурой обмотки было равно 130^оС;

4)  отношение потерь КЗ к потерям ХХ было рано пяти (принимают наибольшее значение запаса по нагреву изоляции);

5)  при изменении температуры на 6^оС от среднего ее значения при номинальной нагрузке, равной 85^оС, срок службы изоляции изменялся вдвое (сокращался при повышении температуры или увеличивался при ее понижении);

6)  во время переходных процессов в течение суток наибольшая

температура верхних слоев масла не превышала 95^оС и наиболее

нагретой точки металла обмотки 140^оС. Это условие справедливо только для эквивалентной температуры окружающей среды, равной 20^оС. При снижении этой температуры необходимо следить за нагрузкой трансформатора по контрольно-измерительным прибора и во всех случаях не допускать превышение нагрузки сверх 150% номинальной (ГОСТ 14209-69).

Выбор числа, типа и мощности силовых трансформаторов для питания потребителей подстанции производят на основании расчетов и обоснований по графикам электрических нагрузок.

1.  Определяем число трансформаторов на подстанции, исходя из обеспечения надежности питания с учетом категории потребителей;

2.  Намечаем возможные варианты номинальной мощности выбираемых трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в аварийном режиме;

3.  С учетом возможности расширения или развития подстанции решаем вопрос о возможной установке более мощных трансформаторов на тех же фундаментах.

Нефтяная промышленность относиться к потребителям I-ой категории по электроснабжению, в связи с непрерывным технологическим процессом. Согласно ПУЭ потребители первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Из этого следует, что на реконструируемой подстанции необходимо установить два трансформатора, мощностью достаточной для принятия всей нагрузки первой категории одним трансформатором в аварийном режиме, с учетом работы с допустимой перегрузкой в часы пик.

Перегрузка трансформаторов допускается сверх номинального тока до 40% общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд, при условии что коэффициент загрузки в нормальном режиме не превышал 93%.

Выбор номинальной мощности трансформаторов ПС осуществляем по полной расчётной мощности (п. 2.1): = 3049 кВА. По справочнику выбираем ближайший по мощности трансформатор марки ТМН 6300/110 с низшим напряжением 6,3 кВ и следующими техническими данными: = 44 кВт, =10,5%.

Проверяем возможность работы выбранного трансформатора в аварийном режиме:

;

кВА.

Определим коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме: ;

Данный трансформатор подходит для установки на модернизируемой подстанции, т.к. в аварийном режиме он способен полностью принять на себя нагрузку также учитывая заданные условия о будущем увеличении нагрузки потребителей, окончательно останавливаемся на варианте замены масляного трансформатора 2,5 МВА трансформатором мощностью 6,3 МВА типа ТМН 6300/110.

  2.3 Выбор и обоснование контрольных точек расчёта и вида тока короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

Места расположения точек КЗ выбирают таким образом, чтобы при КЗ проверяемое электрооборудование, проводники находились в наиболее неблагоприятных условиях. Например, для выбора коммутационной аппаратуры необходимо выбирать место КЗ непосредственно на их выходных зажимах, выбор сечения кабельной линии производят по току КЗ в начале линии. Места расположения точек КЗ при расчётах релейной защиты определяют по ее назначению – в начале или конце защищаемого участка.

Выделим что место короткого замыкания в зависимости от назначения выбирается из следующих основных соображений:

1. Ток КЗ должен проходить по ветвям, для которых выбирается (проверяется) аппаратура или рассчитываются параметры релейной защиты;

2. Для определения наибольшего значения тока КЗ при данном режиме место короткого замыкания выбирается у места установки защиты (в начале линии, до трансформатора и т.д., считая от источника питания). Для определения наименьшего значения тока КЗ место короткого замыкания выбирается в конце защищаемого участка или в конце следующего (резервируемого) участка для проверки резервирующего действия защиты;

3. Для согласования чувствительности двух устройств релейной защиты место короткого замыкания выбирается в конце зоны действия того устройства, с которым ведётся согласование;

4. Для определения коэффициентов распределения место короткого замыкания выбирается в конце участка, следующего за узлом, в котором «происходит подпитка или распределение токов КЗ».

Исходя из вышесказанного произведём расчёт токов КЗ на шинах 110, 6 кВ и на отходящих фидерах в дальнейшем для расчёта релейной защиты в точках начала и конца защищаемого участка.

Выбор вида КЗ в расчётах релейной защиты определяется её функциональным назначением и может быть трёх-, двух-, однофазным и двухфазным КЗ на землю. Для определения электродинамической стойкости аппаратов и жестких шин в качестве расчётного принимают трёхфазное КЗ; для определения термической стойкости аппаратов, проводников - трёхфазное или двухфазное КЗ в зависимости от тока. Проверку отключающей и включающей способностей аппаратов проводят по трёхфазному или по однофазному току КЗ на землю (в сетях с большими токами замыкания на землю) в зависимости от его значения. Трёхфазные КЗ являются симметричными, так как в этом случае все фазы находятся в одинаковых условиях. все остальные виды КЗ являются несимметричными, поскольку при каждом их них фазы находятся не в одинаковых условиях и значения токов и напряжений в той или иной мере искажаются.

В нашем случае необходимым и достаточным условием является расчёт трёх- и двухфазных токов короткого замыкания.

  2.4 Составление расчётной схемы и схемы замещения

Расчет токов короткого замыкания произведем исходя из значений токов короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС «Бумажная», письмо «Пермского РДУ» «О токах короткого замыкания». Для вычисления токов КЗ составим расчетную схему, затем схему замещения.

Составление расчётной схемы. Расчётную схему составляют в однолинейном изображении; в неё вводят все источники, участвующие в питании места КЗ, и все элементы системы электроснабжения (трансформаторы, линии, выключатели), расположенные между ними и местом КЗ. Синхронные компенсаторы учитывают как источники питания. На расчётной схеме указывают основные параметры элементов (мощности, напряжения КЗ трансформаторов, длины и сечения линий, сопротивления источников и т.д.) и намечают точки КЗ.

Составление схемы замещения. По расчётной схеме составляют схему замещения, где все её элементы заменяют сопротивлениями, приведёнными к базисным условиям. Затем преобразуют и упрощают схемы замещения в направлении от источника до точки КЗ.

Для трансформаторов, высоковольтных линий и коротких участков распределительной сети обычно учитывают только индуктивные сопротивления. При значительной протяженности сети (кабельной и воздушной) учитываются так же их активные сопротивления, так как в удаленных от генераторов точках КЗ сказывается снижение ударного коэффициента.

Для отдельных элементов схемы принимают следующие значения индуктивных сопротивлений:

а) для трансформаторов, если пренебречь их активным сопротивлением, напряжение КЗ  (%) численно равно их индуктивному сопротивлению х (%);

б) для ВЛ напряжением выше 1 кВ значение  = 0,4 Ом/км;

в) для КЛ напряжением 6 – 20 кВ величина  = 0,08 Ом/км;

Активное сопротивление линии, выражаемое в Ом/км, учитывается при их большом удельном сопротивлении и в расчете определяются по выбранному сечению s или находятся по справочным таблицам.

  2.5 Расчёт токов короткого замыкания в рассматриваемых точках системы электроснабжения

Расчётная схема в нашем случае будет выглядеть следующим образом, расчёт ведём из значения токов КЗ на шинах 110 кВ, в максимальном и минимальных режимах, численные значения указаны на расчётной схеме (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 Расчетная схема для определения токов КЗ

Составим общую схему замещения ПС «Гежская» для основных точек короткого замыкания, за основные точки принимаем точки на шинах 110 и 6 кВ, и точки замыкания на трансформаторах собственных нужд (Рисунок 2.2).

Расчёт ведём в именованных единицах, активным сопротивлением пренебрегаем. При расчёте токов КЗ в в максимальном и минимальном режимах все величины сравниваются с базисными, в качестве которых принимаем базисную мощность  и базисное напряжение  за базисную мощность принимаем мощность одного трансформатора ПС «Гежская» 110/6 кВ = 6,3 МВА. В качестве базисного напряжения принимаем среднее напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ (в нашем случае = 6,3; 115;).

Рисунок 2.2 Схема замещения для определения токов КЗ точек К1-К4

Расчеты производим для режима раздельной работы питающих линий и трансформаторов ПС, считая, что секции шин 6 кВ работают раздельно. Расчёты точек К1 и К2 производим учитывая положение переключателя РПН в минимальном, среднем и максимальном положении. Расчёт сводим в Приложение А.2.

После расчёт тока короткого замыкания, необходимо вычислить значение ударного тока. Ударный ток КЗ определяется из выражения:

,

где  - ударный коэффициент, учитывающий участие апериодического тока в образовании ударного тока.

Величина  зависит от соотношения индуктивного и активного сопротивлений цепи КЗ и может быть принята 1,8 - при КЗ в установках и сетях напряжением свыше 1000 В.

По данным расчётов получаем, что токи КЗ протекающие по стороне ВН трансформатора, в зависимости от положения переключателя РПН, отличаются почти в 2 раза. На стороне 6 кВ разница токов меньше в 1,4 раза. Реально невозможно использовать весь диапазон РПН, и диапазон изменения токов КЗ меньше.

В нашем случае при расчёте токов КЗ учитывался весь диапазон изменения тока, и в таблицу сводим только подходящие для нас значения, полученные при расчёте во всех положениях переключателя, это ток короткого замыкания в на стороне 110 кВ 6,89 и 3,36 кА, 2,62 и 1,41 КА на стороне 6 кВ.

Для расчёта точек К3 и К4 на трансформаторах собственных нужд ведём из расчёта что базовое напряжение на шине КЗ  кВ.

Расчёт точки К3:

Полное сопротивление до точки КЗ, с учётом сопротивления энергосистемы Z = 32.195 Ом. Исходя из этого получим значения трёхфазного и двухфазного токов КЗ:

Расчёт для точки К4 соответствует расчёту КЗ в точке К3, т.к трансформаторы имеют одинаковые мощности, а соответственно и расчётные данные.

Для расчёта защит и автоматики оборудования ВЛ-6 кВ произведём расчёт токов КЗ согласно ГОСТ 27514–87 [10]. Расчёт выполним по каждому фидеру в отдельности. Схема замещения по отходящим фидерам представлена в Приложении лист 3. Местом коротких замыканий являются точки перед и после трансформатора на каждой КТП.

Для расчёта токов КЗ по отходящим фидерам необходимо привести сопротивления стороны 110 кВ к стороне 6 кВ:

Данные необходимые для расчёта токов КЗ представлены в Приложении А.3.

Расчёт токов КЗ по фидерам представлен в Приложении А.4.

  2.6 Выводы по главе 2

Так как первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок, в нашем случае в данной главе рассчитаны электрические нагрузки потребителей по суммарной мощности трансформаторов КТП.

Также в главе проведён выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении мощности одного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе, с учётом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки. К установке приняли силовой трансформатор ТМН-6300/110 кВ.

В данной главе были выбраны и просчитаны точки короткого замыкания, т.е. такие точки, в которых электрооборудование, проводники находятся в наиболее неблагоприятных условиях. Произведены расчеты коротких замыканий с целью определения токов, протекающих по участкам сети в максимальном режиме и в минимальном режиме.

Токи короткого замыкания в дальнейшем необходимы для выбора электрооборудования, выбора средств ограничения токов короткого замыкания и для расчета уставок релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Глава 3. ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ   3.1 Выбор и проверка подстанционного электрооборудования (по условию длительного режима электропотребления)

Высокую надёжность всех отраслей народного хозяйства страны обеспечивает современное электротехническое оборудование.

Особую роль в этом играют изделия и оборудование установленные в режимах питания и электроснабжения, причём как в сетях низкого, так и высокого напряжения.

В настоящее время перед энергетиками остро стоит задача технического перевооружения парка электротехнического оборудования. для решения этой задачи необходимо владеть информацией о современном его состоянии, новых типах, технических характеристиках, принципах действия, области применения оборудования, а также теоретических обоснованиях их работы, что позволит специалистам энергетикам в их работе реально определит состояние оборудования и существенно повысить электробезопасность, надёжность, безаварийность и экономичность работы электроснабжения.

Электрические аппараты, шины и кабели на подстанции выберем по условиям длительной работы и проверим по условиям КЗ в соответствии с указаниями «Правил устройств электроустановок» и руководящих указаний по расчёту коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания [1].

При этом для всех аппаратов производится:

1.  выбор по напряжению;

2.  выбор по нагреву при длительных токах;

3.  проверка на электродинамискую стойкость(согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с номинальным до 60 А включительно);

4.  проверка на термическую стойкость (согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями);

5.  выбор по форме исполнения (для наружной и внутренней установки).

Оборудование выбираем исходя из технического задания на разработку проекта и технических условий ОАО «Пермэнерго» № 046/1-05/57 от 02.11.2006г.

  3.1.1 Выбор и расчёт питающей линии

При модернизации воздушных линий рекомендуется ориентироваться на утверждённую схему развития энергосистемы или электросетей на ближайшие пять лет, а с учётом перспективы на 10 лет. Для линий напряжением 35-110 кВ это условие является обязательным.

Трасса линий электропередач должна быть по возможности кратчайшей. Для проектирования необходимо применять вариант в наибольшей степени обеспечивающий оптимальные условия строительства и эксплуатации, и наносящий минимальный ущерб окружающей среде.

Определим расчётный ток ЛЭП:

А

где  – номинальная мощность трансформатора подключенного к линии, кВА;  – номинальное напряжение линии, кВ.

По экономической плотности тока определим экономическое сечение провода:

мм ²

где  – экономическая плотность тока, определяемая по таблице, в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки в год и максимума материала провода.

В соответствии с ПУЭ провод марки: АС – 150 с А.

Проверяем сечение провода по нагреву: А,

где  – длительно допустимый ток для данного провода, для марки АС – 150 равен 440 А.

Условия окружающей среды – нормальные. 429 < 440 А.

Так как условие выполняется, значит, провод по нагреву подходит. Проверяем выбранное сечение провода по потере напряжения в линии. В сетях высокого напряжения (U > 35 кВ) нет необходимости выбирать сечение проводника по допустимой потере напряжения. Во - первых, к ним непосредственно не подключаются электроприемники. Во-вторых, на подстанциях, связывающих сети 110 кВ с сетями низшего напряжения, всегда устанавливаются трансформаторы с регулированием напряжения у электроприемников. И в-третьих, в таких сетях активное сопротивление не больше индуктивного и изменение сечения проводника не оказывает существенного влияния на величину потери напряжения.

Надежная работа подстанции «Гежская» 110/6 кВ может быть обеспечена только тогда, когда каждый выбранный аппарат соответствует как условиям номинального режима работы, так и условиям работы при коротких замыканиях. Поэтому электрооборудование сначала выбирают по номинальным параметрам, а затем осуществляют проверку на действие токов короткого замыкания (расчёт токов короткого замыкания представлен в главе 2.6).

  3.1.2 Выбор оборудования на стороне 110 кВ

Электрические аппараты в системе электроснабжения должны надежно работать как в нормальном длительном режиме, так и в условиях аварийного кратковременного режима. К аппаратам предъявляется ряд общих требований надежной работы: соответствие номинальному напряжению и роду установки; отсутствие опасных перегревов при длительной работе в нормальном режиме, термическая и динамическая устойчивость при коротких замыканиях, а так же такие требования как простота и компактность конструкций, удобство и безопасность эксплуатации, малая стоимость.

При реконструкции ПС «Гежская» на стороне 110 кВ принимаем схему «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий». Для возможности работы силовых трансформаторов как с разземлной, так и с заземленной нейтралью 110 кВ, предусмотрим установку в нейтралях заземлителей и ограничителей перенапряжения.

На стороне 110 кВ примем комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью 6,3 МВА, климатического исполнения ХЛ1.

ОРУ-110 кВ выполним из унифицированных транспортабельных блоков, выполненных в виде металлических опорных конструкций, на которых смонтированы аппараты высокого напряжения с элементами жёсткой и гибкой ошиновки. Сторона 110кВ комплектуется элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500, производства «Уралэлектротяжмаш». Для ограничения напряжения при реконструкции ПС «Гежская» используется ограничители перенапряжения ОПН на стороне высокого напряжения 110 кВ ОПН-110/80-10 УХЛ1 (Приложение лист 2).

  3.1.2.1 Комплектная блочная трансформаторная подстанция КТПБР-110/6

Комплектные трансформаторные подстанции блочные, производства Ровенского завода высоковольтной аппаратуры, КТПБР-110/10(6) предназначены для приёма, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока промышленной частоты 50 Гц с номинальным напряжением 110и 10(6) кВ. Подстанции служат для электроснабжения промышленных, сельскохозяйственных и коммунальных потребителей, объектов строительства и транспорта.

Подстанции предназначены для работы в условиях климатического района У категории размещения I (в соответствии с ГОСТ 15150), рассчитаны для работы в I-IV районах по ветру и гололёду.

В составе КТПБР поставляются следующие основные блоки и элементы:

1)  один или два силовых трансформатора мощностью от 2 500 кВА до 40 МВА;

2)  реакторы масляные заземляющие дугогасящие;

3)  блоки открытых распределительные устройств 110 кВ, с элементами жесткой и гибкой ошиновки;

4)  распределительные устройства 10 кВ, которые комплектуются шкафами КРУ серий КУ-10Ц с вакуумными выключателями ВР1 и ВР2, и монтируются в капитальном строении или собираемом на месте строительства подстанции из отдельных транспортабельных секций сооружении;

5)  общестанционный пункт управления;

6)  оборудование и аппаратура связи и телемеханики, источники резервного питания;

7)  шкафы трансформаторов собственных нужд мощностью от 25 до 250 кВА;

8)  устройства грозозащиты, заземления и освещения, а так же ограждение;

9)  запасные части инструменты и принадлежности, комплект средств индивидуальной и противопожарной защиты, а так же другие блоки и элементы в соответствии с проектом подстанции.

Сторона подстанций с высоким напряжением 110 кВ комплектуется элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500 (производства "Уралэлектротяжмаш", Россия).

  3.1.2.2 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Выбор и проверка высоковольтных выключателей производится по номинальному напряжению сети, номинальному току, отключающейся способности, электродинамической и термической стойкости.

Условия выбора выключателей:

1) Выбор по номинальному напряжению:

, (2.1)

где  – номинальное напряжение аппарата, кВ;  – номинальное напряжение сети, кВ.

2) Выбор по номинальному току:

, (2.2)

где  – номинальный ток аппарата, А;  – максимальный действующий рабочий ток цепи, А,

Выбранные аппараты необходимо проверить по условиям электродинамической и термической стойкости.

а) Проверка на электродинамическую стойкость:

, (2.3)

где  – ток электродинамической устойчивости, кА;  – ударный ток короткого замыкания, кА.

б) Проводники, аппараты не должны нагреваться выше максимальной температуры, установленной нормами для кратковременного нагрева при прохождении через них тока КЗ.

 , (2.4)

где – номинальный ток термической стойкости, который аппарат может выдержать без повреждений в течение время ; – установившейся ток КЗ;  – приведенное время действия КЗ, равное 0,6 с.

Проверяем выключатель по отключающей способности:

, (2.5)

где  – ток отключения, с; – ток отключения, кА.

В настоящее время в устройствах 110- 220 кВ широко применяются элегазовые выключатели. В качестве дугогасительной, теплопроводящей и изолирующей среды в них применяется элегаз. В нашем случае сторона 110 кВ комплектуется элегазовыми выключателями типа ВГТ-110-40/2500.

Технические характеристики выключателя представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Технические характеристики выключателя ВГТ-110-40/2500

Наименование параметра	Величина
Номинальное напряжение, кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
Номинальный ток, А	2500
Номинальный ток отключения, кА	40
Параметры сквозного тока короткого замыкания, кА – наибольший пик – начальное действующее значение периодической составляющей – ток термической стойкости (трехсекундный)	102 40 40
Параметры тока включения, кА – наибольший пик – начальное действующее значение периодической составляющей	102 40
Собственное время отключения, с	19-25
Полное время отключения, с	0,035
Собственное время включения, с	40
Минимальная бестоковая пауза при АПВ, с	0,062
Нормированное испытательное напряжение, кВ – промышленной частоты 50 Гц, 1мин – грозового импульса  относительно земли и между полюсами  между разомкнутыми контактами	230 550 630
Номинальное давление элегаза при 20єС абсолютное и избыточное, МПА	0,5 и 0,4
Масса выключателя, кг	1360
Масса привода, кг	205
Масса элегаза, кг	5,0

Преимущества выключателя:

1. Отключение емкостных токов без повторных зажиганий, что обеспечивается за счет высокой собственной электрической прочности элегаза и оптимизированного перемещения контактов;

2.  Снижение эксплуатационных затрат;

3. Низкий уровень шума, т.е. пригоден для установки в жилых районах;

4.  Высокая надежность, обусловленная малыми приводными силами,

отдельными дугогасильными контактами, двойными уплотненными кольцами во всех уплотнениях, за счет чего обеспечена минимально допустимая интенсивность утечки, надежными комплектующими узлами;