Содержание дипломного проекта

Во введении к дипломному проекту также должна быть дана краткая характеристика предприятия и перечень его продукции.

В первой главе проекта должна быть выбрана схема электроснабжения, на основе графиков электрических нагрузок рассчитаны электрические нагрузки, выбраны силовые трансформаторы и, если необходимо, компенсирующие и преобразовательные устройства подстанции. На основании расчета электрических нагрузок выбираются токоведущие элементы (шины, кабели, провода) на стороне высокого и низкого напряжения, рассчитываются все потери мощности, отклонения и колебания напряжения, выбираются устройства защиты и компенсирующие устройства.

Нагрузка подстанции определяется мощностью, потребляемой всеми присоединенными к ней электроприемниками и потерями в электросети предприятия. Режим работы электроприемников, зависящий от их назначения и степени использования, не остается постоянным и изменяется в различные часы суток и месяцы года, изменяется и потребляемая ими электрическая мощность. Обычно изменение нагрузки электроприемника (например, цеха) или группы электроприемников принято изображать в виде суточного графика нагрузок [ и ]. Суточный график нагрузок может быть построен экспериментально, например, по часовым показаниям счетчиков активной и полной энергии, или задан. По графику нагрузок определяют максимальную активную и реактивную мощности:

,

где: - показания счетчика активной энергии за время наибольшей потребляемой мощности .

Максимальная полная мощность:

,

где: - показания счетчика полной энергии за то же время .

Максимальная реактивная мощность:

,

где: , а .

На основании почасового замера , и предыдущих расчетов строится график суточной активной и реактивной нагрузок предприятия (рис.1.1).

Рис.1.1. График суточной активной и реактивной нагрузок предприятия

Если график нагрузок и задан, то расход активной энергии за сутки определяется по площади графика активной энергии за сутки

(кВт∙ч).

Средняя активная мощность за сутки

Коэффициент заполнения графика

Коэффициент заполнения графика по активной мощности показывает во сколько раз средняя активная мощность (или потребленное количество активной энергии) меньше максимальной мощности или меньше того количества электроэнергии, которое было бы потреблено за то же время, если бы нагрузка подстанции все время была максимальной.

Номинальная мощность трансформаторов определяется из условия:

где - количество трансформаторов на подстанции (не менее двух для повышения надежности электроснабжения);

- коэффициент загрузки трансформаторов.

Для двухтрансформаторной подстанции

При установке на подстанции двух трансформаторов расчетным является случай отказа одного из трансформаторов, когда оставшийся в работе трансформатор с учетом его аварийной перегрузки должен передать всю расчетную полную мощность:

где - допустимый коэффициент аварийной перегрузки трансформатора. Такая перегрузка допускается в течение 5 суток при условиях, что коэффициент предшествующей загрузки был не более 0,93 и длительность перегрузки не более 6 часов в сутки.

При выборе мощности трансформаторов необходимо выбирать ближайшие по мощности трансформаторы (2 варианта) с проверкой их на перегрузочную способность при выходе из строя одного из трансформаторов. Необходимо также привести их каталожные данные. С точки зрения ограничения токов к.з. на стороне низкого напряжения целесообразно применить трансформаторы с возможно бо́льшим значением напряжения короткого замыкания . Поэтому при мощности желательно применять трансформаторы с расщепленной обмоткой низкого напряжения. С этой же целью можно использовать токоограничивающие реакторы.

Вторая глава дипломного проекта должна быть посвящена выбору главной схемы электрических соединений подстанции, т.е. должна быть выбрана и обоснована электрическая схема ГПП. В состав сетей, обеспечивающих электроснабжение промышленных предприятий, входят подстанции, линии электропередачи, токопроводы, аппаратура присоединения, защиты и управления. Питание промышленного предприятия может быть подведено к одному общему или двум и более приемным пунктам в зависимости от размеров предприятия. Все пункты приема электроэнергии от электроэнергетической системы электрически связываются между собой.

Наличие пункта приема электроэнергии на промышленном предприятии обуславливается величиной потребляемой мощности и удаленностью предприятия от источника питания. Например, при относительно небольшом расстоянии (до 8 км) предприятия малой и средней мощности в большинстве случаев получают электроэнергию на напряжении 6…20 кВ, пунктом приема является ГРП, который без трансформации этого напряжения распределяет энергию внутри предприятия. Предприятия большой мощности располагают одним или более приемными пунктами в виде ГПП или подстанции глубокого ввода (ПГВ). В настоящее время системы электроснабжения подразделяются по уровням. В одних литературных источниках граница раздела между предприятием и энергосистемой обозначена 6 УР (Б.И. Кудрин, Электроснабжение промышленных предприятий), в других – 0УР (А.Г. Ус, Л.И. Евминов). Мы примем обозначение границы раздела по Б.И. Кудрину [5]. В качестве примера приведем схему электроснабжения предприятия с обозначениями уровней (рис.1.2).

На схеме показан 6 УР системы электроснабжения – условная граница раздела предприятия – энергосистема. Через нее предприятие обеспечивается электроэнергией:

Рис.1.2 Уровни системы электроснабжения

1) по линии электропередачи Л-1, как правило, воздушной ЛЭП, от под­станции энергосистемы или РУ 110 кВ ТЭЦ энергосистемы (в этом случае для потребителя не известны или не представляют интереса данные по источни­ку питания ИП-1, и он ограничивается сведениями по ЛЭП);

2) от автотрансформатора AT районной подстанции (иногда называемой узловой - УРП, которая имеет, как правило, собственное имя, например Се­верная, Металлургическая, Новокузнецкая), возможное напряжение - выс­шее в энергосистеме, подстанция удалена на расстояние, обусловленное неэлекрическими требованиями (сохранение электроснабжения района при крупных авариях на предприятии и др.);

3) от трансформатора Т-1, установленного на подстанции энергосистемы, которая питает одно или несколько предприятий (потребителей), расположе­ной вблизи, а иногда на территории предприятия и играет роль, близкую к ро­ли главной понизительной подстанции (ГПП) предприятия;

4) по линии Л-2 от одной из РУ 10(6) кВ или от ТЭЦ энергосистемы на
генераторном напряжении, в этом случае 6УР может проходить по шинам
10(6) кВ и, следовательно, линия Л-2 будет потребительской.

6УР - ключевой уровень. Выше - зона ответственности, область исследо­вания, проектирования, эксплуатации, обучения субъекта электроэнергетики (электрические станции, электрические сети и системы). Ниже - зона ответ­ственности электриков электрики. Часть от границы раздела предприятие - энергосистема до ТП 10/0,4 кВ, включая ГПП, РП и сети, собственно и есть электроснабжение. Электроустановки и сети 0,4 кВ многочисленны и разветв­лены. Они определяются электроприемниками. На схеме (1УР) условно пока­заны осветительная нагрузка, выпрямительное устройство, двигатель, нагрева­тельное устройство. Эту часть (от ТП до отдельного электроприемника) на предприятии и в проектных организациях называют силовым электрообору­дованием, а сети (Л14-Л16 и др.) - цеховыми.

Число вводов присоединения предприятия к энергосистеме от двух и бо­лее (в некоторых случаях несколько десятков) при питании на генераторном напряжении аналогично Л-2 и высоком напряжении 110(154), 220(330) кВ аналогично Л-1, AT (далее будем указывать только напряжение 110 кВ). Воз­никает задача определения нагрузки предприятия: расчетного значения, на­пример проектного или договорного; суммирования показаний счетчиков и фактического суммирования, осуществляемого приборами в режиме реально­го времени.

Присоединение со стороны предприятия к энергосистеме можно осуще­ствлять: 1) через ОРУ (ЗРУ) 110 кВ, как для Т-2 (может быть глухой ввод кабельной линией 110 кВ); 2) через РП 110 кВ предприятия, от которого питаются специальные подстанции, например печная Т-3, и обычные ГПП, например с трансформаторами с расщепленной обмоткой Т-4; 3) че­рез ГРУ 10(6) кВ собственной ТЭЦ (в последние годы у потребителей ус­танавливаются отдельные генерирующие мощности, не образующие ТЭЦ), где установлены трансформаторы связи Т-5; 4) через РП 10(6) кВ предприятий, которые иногда называют центральными - ЦРП (их может быть несколько).

Заводские подстанции 110/10 кВ (здесь и далее подразумевается возмож­ность трансформации на 6 кВ) носят разные наименования: главные понизи­тельные (преобразовательные) - ГПП, подстанции глубокого ввода - ПГВ, опорные подстанции - ОП. Возможны и оригинальные названия, например АРЗ - Азовская районная заводская. Подстанции нумеруются по порядку.

Обычная схема распределительной подстанции 10 кВ - две секции (РП-1). Схема с одной секцией (РП-2) встречается редко и применяется для неответ­ственных потребителей или для нескольких электроприемников одной техно­логической линии; редок также и случай нескольких вводов на одну секцию (РП-3) - подстанция в «кольце» осуществляет транзитное электроснабжение (существуют особые требования по надежности электроснабжения). От РП питаются высоковольтные электродвигатели по Л-13 и трансформаторы 10/0,4 кВ, как правило, КТП.

Часть от границы раздела предприятие - энергосистема до ТП 10/0,4 кВ (включая ГПП, РП и сети) собственно и есть электроснабжение, подразделя­емое на предприятиях на участки: подстанции глубоких вводов, воздушные линии электропередачи всех напряжений, межцеховые кабельные сети всех напряжений, установки и сети наружного освещения территории завода, внецеховые распределительные трансформаторные и преобразовательные под­станции. Сооружения (блоки, каналы, туннели), в которых проложены сети от ГПП к РП и ТП различных цехов, называют магистральными.

Следует различать два принципиальных случая подключения предприятия к энергосистеме: к подстанции (или главному распределительному устройст­ву ТЭЦ на генераторное напряжение) и к ЛЭП. Присоединение к подстанции осуществляется через выключатель Q по одной из схем на рис. 1.3. Наиболее распространены схемы 1 и 2. При трех и более системах (секциях) шин воз­можно более надежное электроснабжение потребителя: выключатель Q после его оперативного отключения через разъединитель присоединяется к необхо­димой секции. При наличии обходной системы шин (схема 5) потребитель при отключении Q может питаться через обходной выключатель Q1, предназ­наченный для внутристанционных переключений.

Присоединение предприятия к ЛЭП определяется конфигурацией (тополо­гией) электрической сети, зависящей от географических условий, плотности и распределения электричес­ких нагрузок.

Рис. 1.3. Схемы присоединения потребителей к подстанциям энер­госистемы:

1, 2, 3, 4 - соответственно с одной, двумя, тремя и четырьмя системами сборных шин; 5 - с двойной и об­ходной системами шин

Возможные ос­новные типы присоединений изображены на рис. 1.3. Ради­альную одинарную или двой­ную линию можно, сделав кольцо, подключить к тому же источнику питания ИП. Возможны узловые схемы, в которых ИП больше двух и линий больше трех, и многоконтурные схемы с несколькими узловыми точками.

Рис. 1.4. Варианты схем присоединения подстан­ций 5УР - ЗУР к одинар­ной или двойной ВЛ:

а - радиальная с одной линией; б - то же с дву­мя линиями; в - с дву­сторонним питанием по одной линии; г - то же по двум линиям; д - присоединение с захо­дом на подстанцию с ав­томатической перемыч­кой; е - то же с неавто­матической перемычкой; ж - с присоединением в рассечку каждой линии и с заходом обеих ВЛ на подстанцию.

Схема на рис. 1.4, а применяется редко, в основном для питания потреби­телей III категории, предприятий в районах с небольшой нагрузкой, удален­ных или в начале строительства. По этой схеме возможно питание потребите­ля от другого ИП, что фактически означает переход к схемам на рис. 1.4, д, е. Схема на рис. 1.4, б наиболее распространена, количество присоединений (от­паек) к одной линии не должно быть больше трех (как указано на рисунке). Если подстанция питается радиально по одной или двум линиям без отпаек, ее называют тупиковой. Подстанции, изображенные на схемах рис. 1.4, а - г, называют ответвительными, на схемах рис. 1.4, д, е - проходными. Если через шины высокого напряжения ВН осуществляются перетоки мощности между отдельными точками сети, подстанцию называют транзитной.

Распространенность схемы на рис. 1.4, б для предприятий можно объяс­нить малыми расстояниями до ИП и высокой плотностью нагрузок, напри­мер для прокатного производства 0,39 МВт/га, электросталеплавильного 1,48 МВт/га, для коммунально-бытового потребления - до 12 Вт/м², а в от­дельных промышленных зонах - до 30 Вт/м².

При решении вопроса о сооружении одной двухцепной ВЛ или двух ВЛ на разных опорах выгоду от увеличения надежности сравнивают с бо́льшими ка­питальными затратами (вложениями) и отчуждением земель. Надежность пита­ния от линий на разных опорах, но по одной трассе увеличивается незначитель­но, а крупные аварии, вызванные климатическими условиями, повреждают линии независимо от конструкции. Поэтому сооружение одноцепных ЛЭП тре­бует обоснования, за исключением электроснабжения магистральных трубопро­водов, электрифицированных железных дорог. В схеме равномерно загружают­ся обе линии, что минимизирует потери, не увеличиваются уровни токов КЗ, возможно присоединение подстанций 5УР по простейшей схеме.

Конфигурация на рис. 1.4, в - е применяется в сетях 220-110 кВ энергоси­стем при малых и средних мощностях нагрузок, на промышленных предпри­ятиях при наличии нескольких источников питания и при необходимости обеспечения высокой надежности схемы электроснабжения. Средняя под­станция РП-2, см. схему на рис. 1.4, ж, обеспечивается как потребитель осо­бой группы I категории. Для данной схемы следует учитывать неэкономичное потокораспределение, больший уровень токов КЗ, большую сложность опера­тивных переключений.

В качестве основных при технологическом проектировании подстанций можно рекомендовать схемы соединений для РУ понижающих подстанций энергосистем, несколько отличающиеся от аналогичных по напряжениям и числу присоединений, принятых для электростанций. Число трансформаторов понижающей подстанции обычно не более двух (на ТЭС оно обычно больше). Трансформаторы можно присоединять по одному к сбор­ным шинам только с помощью разъединителей, что объясняется редкими пе­реключениями. На РУ электростанций каждый из блоков отключают (вклю­чают) по 10-20 раз в год, что требует наличия выключателя в цепи повышающего трансформатора. Для понижающих подстанций с мощными потребителями I категории одновременное отключение обоих понижающих трансформаторов (или AT) или питающих линий приводит к перерыву элек­троснабжения предприятий и к большому ущербу. Наличие в системе резерв­ной мощности не может помочь потребителям данной подстанции.

На рис. 1.5 приведены аналогичные подстанциям промышленных пред­приятий 5УР, 4УР типовые схемы соединений для РУ 6 -750 кВ понижающих подстанций энергосистем.

Трансформаторы условно показаны двухобмоточными (могут быть трехобмоточные и автотрансформаторы на напряжениях 220-750 кВ); все трансформаторы и автотрансформаторы устанавливают с РПН. Разъединители для упрощения, как правило, не показаны.

Схема линия - трансформатор (Л-Т) без коммутационной аппаратуры на ВН (рис. 1.5, а) применяется, если релейная защита линии на стороне пита­ния охватывает понижающий трансформатор или если на выключатель линии со стороны питания передается телеотключающий сигнал при отказе транс­форматора.

Схема Л-Т с предохранителем у трансформатора на ВН (рис. 1.5, б) при­меняется, если обеспечивается селективность работы предохранителя с защи­той линий, присоединенных к стороне НН трансформатора, а также с защи­той питающей линии, если от последней питаются еще и другие подстанции.

Рис. 1.5. Схемы соединения РУ понижающих подстанций

Схема Л-Т с отделителем на ВН (рис. 1.5, в) используется для автомати­ческого отключения отказавшего трансформатора от линии, питающей не­сколько подстанций, при невозможности применения схемы (б).

Схема с перемычкой (мостиком) между двумя Т (рис. 1.5, г, д) применяет­ся при двух питающих линиях, при необходимости перехода на питание от од­ной линии обоих трансформаторов - ручного (г) или автоматического с помощью выключателя в перемычке (д). Выбор варианта производится с уче­том местных условий сети и потребителей подстанции. Схема д применяется также при двустороннем питании или транзите мощности; при соответствую­щем обосновании в этой схеме вместо отделителей можно устанавливать вы­ключатели. При применении схемы д при отказе выключателя в перемычке теряются все РУ. В промышленности выключатель чаще устанавливают меж­ду разъединителями (в этом случае остается один мостик), что исключает ав­томатические переключения, но сохраняет возможность оперативной работы под нагрузкой.

В схемах на рис. 1.5, г, д один из двух (или оба) разъединителей перемыч­ки нормально отключен.

Схема двойного мостика (рис. 1.5, е) применяется при двустороннем пита­нии или транзите, допускающем разрыв связи между крайними линиями при отключении средней линии, а также при ревизии любого из двух выключате­лей. Схемой не предусмотрено выполнение общего требования обеспечения возможности ремонта любого выключателя без перерыва питания присоеди­нения. Поэтому для РУ 110 кВ с тремя линиями и двумя трансформаторами (сетевого узла, который может развиваться дальше) следует применить схему двойного мостика с обходным выключателем с пятью выключателями (рис. 1.5, ж).

Схема квадрата для РУ с двумя линиями и двумя трансформаторами (рис. 1.5, з) рекомендуется при напряжениях от 220 до 750 кВ. При этом на линиях не устанавливаются линейные разъединители. При увеличении числа линий до четырех при напряжениях 220-330 кВ следует перейти на схему с установкой на всех линиях линейных разъединителей (схема расширенного квадрата).

Схема расширенного квадрата предусматривает присоединение еще двух линий 220-330 кВ к тем двум углам квадрата, к которым присоединены трансформаторы по схеме з, при этом на всех четырех линиях устанавливают линейные разъединители. В этой схеме отказ любой из двух линий, присое­диненных к углам с трансформаторами, будет приводить к отключению вме­сте с линией и связанного с ней трансформатора; плановые отключения ли­нии на ремонт также потребуют отключения трансформатора. В период ремонта одного из выключателей квадрата отказ среднего выключателя из трех оставшихся в работе приведет к потере трех линий и одного трансфор­матора.

Схема на рис. 1.5, к выполняется для РУ 110 кВ с числом присоединений до шести включительно, в том числе четырех линий и двух трансформаторов (AT). Схема предусматривает выполнение одной рабочей и одной обходной систем шин; рабочая система шин секционируется на две части, связанные с помощью выключателя, который может быть использован и как обходной для поочередной замены выключателей линий при ремонте. В нормальном режи­ме этот выключатель соединяет секцию I рабочей системы шин с обходной системой шин, а затем с помощью шинной перемычки с двумя разъедините­лями по ее концам присоединяет этот выключатель к секции II рабочей сис­темы шин. При необходимости использования этого выключателя в качестве обходного его предварительно отключают, после чего также отключают оба разъединителя в шинной перемычке между обходной системой шин и секци­ей II, при этом прекращается параллельная работа двух секций рабочей сис­темы шин. Трансформаторы (AT) присоединяют к секциям шин только с по­мощью разъединителей.

Схема на рис. 1.5, л по числу присоединений к РУ 110-220 кВ аналогична схеме к; различие в том, что в цепях трансформаторов установлены выключа­тели и они присоединены к рабочей и обходной системам шин. Для связи секций и для питания обходной системы шин установлен выключатель.

Схема для РУ 110-220 кВ (рис. 1.5, м) имеет семь и более присоединений, установлен также отдельный секционный выключатель помимо обходного, в связи с чем исключена перемычка между обходной и рабочей системами шин.

Схема, представленная на рис. 1.5, н, предусматривает в РУ 110-220 кВ две основные и одну (третью) обходную системы шин с установкой на каждом присоединении одного рабочего, двух отдельных шиносоединительных (ШСВ) и одного обходного (ОВ) выключателей; число присоединений в РУ - до 7 включительно.

В нормальном режиме половина линий и трансформаторов присоединена к одной системе шин, другая половина - ко второй системе шин; при этом ШСВ включен и обеспечивает параллельную работу всех присоединений. В этой схеме в случае отказа одного из выключателей присоединений теряется половина цепей с сохранением в работе другой половины, а в случае отказа ШСВ теряются все присоединения. При ремонте ШСВ для сохранения парал­лельной работы всех цепей необходимо либо перевести их на одну систему шин (при этом увеличивается опасность потери всего РУ), либо перейти на раздельную работу двух систем шин с их присоединениями, что может затруд­нить питание сети и увеличить потери энергии в линиях и трансформаторах из-за неодинаковой загрузки последних.

Схема для РУ 110-220 кВ с числом присоединений более 15 (рис. 1.5, о) отличается от схемы рис. 1.5, н тем, что каждая из рабочих систем шин сек­ционируется выключателем на две части, причем на каждой из двух половин установлены отдельные ШСВ и ОВ, и обходная система шин разделена на две изолированные части, кроме того в схеме установлено шесть дополнительных выключателей.

При определении источников питания производств и цехов промышленно­го предприятия для построения схемы электроснабжения в целом должны быть соблюдены следующие общие требования: обеспечение удобства и безо­пасности в эксплуатации, требуемая надежность в нормальном и послеава-рийном режимах; обеспечение экономии по капитальным вложениям, экс­плуатационным расходам, потерям электроэнергии; повышающаяся надежность электроснабжения при движении снизу вверх по уровням систе­мы электроснабжения. Аварии на более высоких уровнях (ТЭЦ, ГПП и т.д.) приводят к более тяжелым последствиям и охватывают большую зону пред­приятия.

Для реализации этих требований при построении системы электроснабже­ния исходят из следующих положений:

1. Источники высокого напряжения следует максимально приближать к потребителям электроэнергии, а прием ее рассредоточивать по нескольким пунктам на территории предприятия.

2. При выборе элементов схемы необходимо исходить из условия их посто-

янной работы под нагрузкой, при таком режиме повышается надежность эле­ктроснабжения и уменьшаются потери электроэнергии.

3. Следует предусматривать раздельную работу параллельных цепей схемы (ЛЭП, трансформаторов и т. п.), при этом снижаются токи КЗ, упрощаются коммутация и релейная защита подстанций.