Реферат: Модернизация оборудования распределительных сетей РЭС Февральск

Введение

Электрическая энергия является единственным видом продукции, для перемещения которой от мест производства до мест потребления не используются другие ресурсы. Для этого расходуется часть самой передаваемой электроэнергии, поэтому ее потери неизбежны, задача состоит в определение их экономически обоснованного уровня. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до этого уровня – одно из важных направлений в энергосбережении. В связи с развитием рыночных отношений в стране значимость проблемы потерь электроэнергии существенно возросла. Стоимость потерь является одной из составляющих тарифа на электроэнергию.

В настоящее время около 30–35% воздушных линий и трансформаторных подстанций отработали свой нормативный срок. К 2010 году эта величина достигнет 40%, если темпы реконструкции и технического перевооружения электрических сетей останутся прежними.

В результате обостряются проблемы с надежностью электроснабжения.

Средняя продолжительность отключений потребителей составляет 70-100 ч в год. В промышленно развитых странах статистически определено как «хорошее» состояние электроснабжения, когда для сети среднего напряжения в течение года общая продолжительность перерывов находится в пределах 15–60 мин в год. В сетях низкого напряжения эти цифры несколько выше.

Среднее число повреждений, вызывающих отключение высоковольтных линий напряжением до 35 кВ, составляет 170–350 на 100 км линии в год, из них неустойчивых, переходящих в однофазные – 72%.

В период, пока производство электроэнергии в стране не достигнет уровня 1990 года (ориентировочно это произойдет в 2010 году), основным направлением инвестиционной политики в сетях должно быть (с учетом сбалансированного усиления электрических сетей в регионах с быстро растущим потреблением) техническое перевооружение и реконструкция действующих электросетевых объектов.

При реконструкции и техническом перевооружении распределительных сетей (РС) в качестве основных задач предусматриваются:

повышение надежности электроснабжения потребителей и повышение качества электрической энергии;

снижение потерь электроэнергии в элементах сети;

адаптация распределительных сетей к проведению ремонтных работ под напряжением и применение электротехнического оборудования, требующего минимальных затрат и времени на обслуживание;

совершенствование мероприятий по точному определению места повреждения в линии и, следовательно, уменьшение времени восстановления поврежденного участка и ущерба у потребителя из-за перерывов в электроснабжении;

увеличение продолжительности межремонтного эксплуатационного периода с сохранением надежности электроснабжения;

повышение электрической и экологической безопасности.

Реконструкция и техническое перевооружение должны проходить с учетом перспективных Схем развития электрических сетей региона. При реконструкции сетей должны максимально использоваться существующие сетевые объекты. Эксплуатация РС нового поколения должна обеспечиваться минимальными затратами на их обслуживание.

Конструкции опор ВЛ и трансформаторных подстанций должны позволять выполнение ремонтных работ без снятия напряжения (горизонтальное расположение проводов, специальные типы вязок, разъемные зажимы и т.д.).

Электрические сети при их развитии (новом строительстве, расширении, реконструкции и техническом перевооружении) должны обеспечивать нормированное ГОСТ 13109–97 качество электрической энергии у потребителей

Необходимо обеспечить нормативный уровень надежности электроснабжения (согласованный с потребителями), чего можно достичь за счет:

разработки Схем перспективного развития сетей напряжением 35–110 кВ и сетей 6–20 кВ (сетей РЭС);

применения современного электрооборудования, новых конструкций проводов и силовых кабелей, линейной арматуры, соединительных муфт, новых типов изоляторов и других элементов;

применения усовершенствованных конструкций РУ, РТП и РП 6–20 кВ, ТП 6–20/0,4 кВ с минимальными потребностями в их техническом обслуживании;

оснащения РС средствами связи, телеизмерения, телесигнализации и телеуправления;

применения микропроцессорных устройств релейной защиты, в том числе устройств обнаружения мест повреждения;

применения секционирующих пунктов на базе вакуумных выключателей, пунктов АВР;

применения в сетях 6–20 кВ изоляционных материалов с более высокими диэлектрическими свойствами;

применения в электрических сетях 6–35 кВ режима заземления нейтрали с низкоомными или высокоомными резисторами;

технического обслуживания и ремонта сетей 0,4–35 кВ под напряжением.

Темой данного дипломного проекта является модернизация оборудования распределительных сетей 0,4 и 10 кВ РЭС Февральск.

В дипломном проекте выполнен расчет и обоснование нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям узла Февральск.

Расчет значений технологических потерь электроэнергии в электрических сетях РЭС Февральск, за базовый период (2006 год) и значений нормативов потерь и нормативов снижения потерь на регулируемый период (2008 год), выполнены в соответствии с методикой «Порядок расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям». Эта методика утверждена Приказом Минпромэнерго России от 4 октября 2006 г. №267, зарегистрировано Минюстом России регистрационный №7122 от 28 октября 2006 г. (далее – Положение) [1]. Также были использованы решения, принятые на совещании по вопросу взаимодействия Минпромэнерго России и ФСТ России при организации работ по рассмотрению и утверждению нормативов удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергии от тепловых электростанций и котельных, нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии и приняты соответствующие решения (протокол от 16.05.2006 г.).

1. Электроснабжение стационарных потребителей электроэнергии узла Февральск

Февральская дистанция электроснабжения является обособленным структурным подразделением Тындинского отделения Дальневосточной железной дороги – филиала Открытого акционерного общества «Российские железные дороги». Дистанция учреждена в соответствии с приказом начальника Байкала – Амурской железной дороги №12Н от 25.02.1988 г., переведена в состав Тындинского отделения Дальневосточной железной дороги приказом №77Н от 10.04.1997 г., приказом №99 НОД от 22.07.1997 г. реорганизована путем ликвидации предприятия Дипкунской дистанции электроснабжения и присоединением ее к Февральской дистанции электроснабжения.

Основными задачами Февральской дистанции электроснабжения являются:

– бесперебойное и высококачественное снабжение электрической энергией потребителей железнодорожного транспорта и других нетранспортных потребителей, своевременное принятие мер по предупреждению и ликвидации нарушений их нормальной работы, исправное содержание зданий и сооружений;

– обеспечение безопасного и бесперебойного движения поездов, разработка осуществления мероприятий по повышению надежности работы устройств электроснабжения;

– проведение эффективной экономической политики;

– осуществление мероприятий по охране труда.

Эксплуатационная длина обслуживания Февральской дистанции электроснабжения составляет 789 км: со станции Бестужева (исключительно) по 3134 км перегона Ульма – Мустах.

При электроснабжении стационарных потребителей электроэнергии ст. Февральск от районной энергетической системы сооружена главная понизительная опорная подстанция (ГПП) – РТП 220, напряжением 220/110/35/10/0,4 кВ и распределительная подстанция РППЦ-АБ напряжением 10/0,4 кВ, которые получают питание от ГЭС Зея и ТЭЦ Благовещенск.

При питании РТП 220 по линии 10 кВ от районных подстанций на территории стационарных потребителей электроэнергии РТП 220, сооружены центральный распределительный пункты (РППЦ-АБ), от шин 10 кВ которого энергия распределяется по трансформаторным подстанциям (ТП) потребителей напряжением 10/0,4 кВ.

Для распределения электрической энергии ГПП, от понижающих трансформаторных подстанций (ТП, КТП) применяются как воздушные, так и кабельные линии высокого напряжения.

Воздушные линии, выполняемые неизолированными алюминиевыми или сталеалюминевыми проводами, дешевле кабельных. Однако если линия проходит по городской территории или по территории железнодорожных путей, промышленных предприятий, складов, грузовых дворов она, как правило, выполняется кабельной с соответствующей защитой кабелей кирпичом, железобетонными плитами или асбоцементными трубами. Преимущественное применение имеют кабели с алюминиевыми жилами, бронированные.

Распределение электрической энергии от ГПП выполняется по радиальным или магистральным схемам, в зависимости от требуемого уровня надежности электроснабжения, от расположения потребителей, от типа используемых понижающих подстанций (ТП и КТП, отдельно стоящих и встроенных, со сборными шинами и без них).

Основной проблемой современных систем электроснабжения является оптимизация этих систем. Она включает в себя следующие важнейшие задачи:

– Выбор рационального числа и мощности трансформаторов;

– Выбор рационального сечения проводов и жил кабелей;

– Выбор рациональных средств компенсации реактивной мощности и их размещения и др.

--PAGE_BREAK--

Решение основной проблемы современных систем электроснабжения невозможно без решения других, не менее важных проблем, к которым относятся: определение допустимых перегрузок элементов систем электроснабжения, автоматизация проектирования систем электроснабжения, а также обеспечение требуемой надежности этих систем.

Оптимизация производственных процессов в сочетании с оптимизацией систем электроснабжения дает стране значительную экономию народнохозяйственных средств.

Основой рационального решения всего сложного комплекса технико-экономических вопросов при проектировании электроснабжении современного предприятия является правильное определение ожидаемых электрических нагрузок. Определение электрических нагрузок является первым этапом проектирования любой системы электроснабжения. Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов проектируемой системы электроснабжения и ее технико-экономические показатели. От правильной оценки ожидаемых нагрузок зависят капитальные затраты в системе электроснабжения, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Основная задача при эксплуатации электроустановок и электросети стационарных потребителей электроэнергии ст. Февральск, состоит в достижении такого уровня обслуживания и электрохозяйства, при котором отсутствуют вынужденные простой агрегатов из-за неисправности какого-либо электрооборудования или элемента или электросети. Эксплуатация электроустановок и электросети всех потребителей ст. Февральск представляет собой совокупность текущего обслуживания, диагностики, ремонта и их профилактических испытаний.

1.1 Обработка исходных данных

Для обработки дипломного проекта дано годовое электропотребление Wгод, которое сведено в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 – Годовое электропотребление за 2007 год, кВтч, для станции Февральск

Распределительные пункты или трансформаторные подстанции потребителей

Потребитель

Wгод, кВт*ч

ТП 2

НГЧ 9 теплица

761311

ЭЧС 15

ЭЧ 9

Гаражи Елунин

Освещение спуска промзоны

Гаражи Поливода

Заправка ПЧ 26

ЭЧ 9 освещение

ЛПХ «Таежный»

Гаражи напротив ЭЧС 15

ТП 5

ПТО токарная мастерская

843641

ПТО компрессорная

ПТО ремтупик, кран

ПТО здание

Подача отстоев вагонов ДС

Освещение западной горловины ДС

ПЧ 26 ОЭРП

Гараж ПЧ 26 погрузка угля

КНС 4

Даль теликом «Интернэшнл» НГЧ 9

Дом связи РЦС 6 31%

Транстелеком-ДВ НГЧ 9

Компания транстелеком-ДВ НГЧ 9

Пост ЭЦ ШЧ Ф 1 2 этаж

Пост ЭЦ ШЧ Ф 2 2 этаж

Пост ЭЦ ШЧ

РЦС 6 ШЧ 12 3 этаж коридор

ШЧ 12 гараж (в боксе ПЧ 26)

Вокзал ДС 29%

НГЧ 9

Медицинский пункт

склад илорама, масел

НГЧ 9 теплица

Жел.дор. торг. компания

ВОХР

Госохотонадзор

Головной рынок

Касса автостанции НГЧ 9

ДОП 2 железнодорожная касса

ДОП 2 1%

продолжение
--PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK----PAGE_BREAK--

34/35

ТП №5 ТП №2

0,1

0,7

96/95

2,1

13,6

34/35

РППЦ – ТП №20

11,3

27,0

51/50

РТП 220 ТП №18

0,05

0,3

156/150

77,1

149,7

48/50

РТП 220 ЦРП

0,5

2,0

152/150

15,5

37,9

48/50

ЦРП – ТП №16

0,4

4,5

50/50

21,0

46,2

48/50

ЦРП – ТП №17

0,5

2,3

121/120

РТП 220 ТП №19

8,5

17,3

67/70

РТП 220 – ТП №55

0,02

0,1

104/95

59,3

111,0

170,3

67/70

1.6 Выбор и проверка силового оборудования схемы электроснабжения

1.6.1 Расчет токов короткого замыкания

Согласно Правилам устройства электроустановок [2], выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и термической устойчивости производится по току трехфазного короткого замыкания Ik(3), поэтому в проекте необходимо произвести расчет токов короткого замыкания Ik(3) для всех РУ.

Мощность короткого замыкания, МВА, на шинах подстанций, которые являются источниками питания сетевого района, приведена в таблице 1.10

Таблица 1.10 – Мощность короткого замыкания

Наименование подстанций

Мощность короткого замыкания, МВА

РТП 220

111,8

ЦРП

РППЦ-АБ

Зная мощность короткого замыкания, по [12] находим сопротивление источника питания, Ом,

/>. (1.17)

где UHOM– номинальное напряжение сети, кВ;

SК.З – мощность короткого замыкания источника питания, МВА.

Полное сопротивление линии, по которой будет протекать ток короткого замыкания, определяем по формуле, Ом,

/>, (1.18)

где r– активное сопротивление линии, Ом;

х– индуктивное сопротивление линии, Ом.

Расчет активного и реактивного сопротивления линии ведем по формулам:

/>/>, (1.19)

где /> — активное сопротивление 1 км линии, Ом/км;

/>— индуктивное сопротивление 1 км линии, Ом/км;

/>— длина линии, км.

Полное сопротивление до точки короткого замыкания рассчитываем по формуле:

/>. (1.20)

Ток трехфазного короткого замыкания, кА, находим по формуле:

/>. (1.21)

Пример расчета:

Рисунок 1.3 – Схема замещения для расчета токов короткого замыкания в распределительной сети

Для участка ЛЭП РТП 220 – РППЦ:

мощность короткого замыкания источника питания Sк.з.= 111,8 МВА;

тип линии – АС 50;

длина линии 2 км;

активное сопротивление 1 км линии 0,65 Ом/км;

реактивное сопротивление 1 км линии 0,392 Ом/км.

сопротивление источника питания

/>Ом.

продолжение
--PAGE_BREAK--

Активное сопротивление линии: /> Ом.

Индуктивное сопротивление линии: /> Ом.

Полное сопротивление линии:

/>Ом.

Сопротивление до точки короткого замыкания: /> Ом.

Ток короткого замыкания на шинах: /> кА.

Результаты остальных расчетов по формулам (1.17) – (1.21) приводим в таблице 1.11.

Таблица 1.11 – Токи короткого замыкания.

Наименование трансформаторной подстанции

/>, Ом

/>, кА

ЦРП

0,151

1,085

5,588

4,862

ТП №16 «Склад ГСМ»

1,859

2,794

2,169

1,887

ТП №17 «Локомотивное депо»

0,873

1,807

3,356

2,919

ТП №18 «Котельная»

2,29

3,224

1,880

1,636

ТП №55 «2 й подъем»

3,850

4,784

1,267

1,102

ТП №19 «Водозабор»

3,827

4,761

1,273

1,108

ТП №8

0,421

1,355

4,474

3,892

ТП №5

1,263

2,197

2,760

2,401

ТП №2

1,763

2,697

2,205

1,918

ТП №20 «Очистные»

1,214

2,148

2,823

2,456

РППЦ-АБ

0,151

1,085

2,44

2,1

1.6.2 Расчет максимальных рабочих токов

Электрические аппараты выбираем по условиям длительного режима работы сравнением рабочего напряжения и наибольшего длительного рабочего тока присоединения, где предполагается установить данный аппарат, с его номинальным напряжением и током. При выборе необходимое исполнение аппарата.

Расчет максимальных рабочих токов производится на основании номинальных параметров оборудования по формулам:

– для вторичных вводов силовых трансформаторов 10 кВ, А:

/>, (1.22)

где Кпер – коэффициент, учитывающий перегрузки трансформаторов, принимается равным 1,5.

– для сборных шин подстанции 10 кВ, А:

/>, (1.23)

где Крн2 – коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения, равный 0,5 – при числе присоединений пять и более; 0,7 – при меньшем числе присоединений.

– для первичных вводов трансформаторов РУ 10 кВ, А:

/>, (1.24)

– для сборных шин подстанции 0,4кВ кВ, А:

/>, (1.25)

– для вторичных вводов трансформаторов РУ – 0,4 кВ, А:

/>, (1.26)

Таблица 1.12 – Расчет максимальных рабочих токов

Наименование потребителя

Iрmax,А

Вторичная обмотка

трансформатора 10 кВ

Сборные шины подстанции 10 кВ

Первичная обмотка

трансформатора ЗРУ 10кВ

ТП 17

По найденным максимальным рабочим токам производим выбор силового оборудования по условию:

/>, (1.27)

продолжение
--PAGE_BREAK--

где Iн – номинальный ток аппарата, кА;

Iрабmax – максимальный рабочий ток, кА.

1.6.3 Проверка сборных жестких шин на трансформаторных подстанциях

В закрытых РУ 10 кВ сборные шины выполнены жесткими алюминиевыми шинами.

Сборные жесткие шины проверяются по [14]

– по длительно допускаемому току:

/>, (1.28)

где Iдоп. – длительно допускаемый ток для проверяемого сечения, А;

Iр.max – максимальный рабочий ток сборных шин.

– по термической стойкости

/>, (1.29)

где q – проверяемое сечение, мм/>

qmin – минимальное допустимое сечение токоведущей части по условию её термической стойкости, мм/>;

Вк – тепловой импульс тока короткого замыкания для характерной точки подстанции, кА/>;

С – коэффициент,/>

Тепловой импульс тока короткого замыкания по [14] находим по формуле:

/>(1.30)

где Iк – ток короткого замыкания на шинах подстанции, кА;

/>– время протекания тока короткого замыкания, с;

Та– постоянная времени цепи короткого замыкания, с.

Находим время протекания тока короткого замыкания, с.,

/>, (1.31)

где tз – время срабатывания основной защиты, с;

tв – полное время отключения выключателя, с.

– по электродинамической стойкости

/>, (1.32)

Электродинамическая стойкость шин, укрепленных на опорных изоляторах, проверяется по механическому напряжению />, возникающему в них при коротком замыкании, МПа,

/>, (1.33)

где l – расстояние между соседними опорными изоляторами, м;

а – расстояние между осями шин соседних фаз, м;

iу – ударный ток короткого замыкания, кА;

W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, м/>.

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле

/>(1.34)

Момент сопротивления однополюсных прямоугольных шин при расположении плашмя определяем по формуле

/>, (1.35)

где в – толщина шины, м;

h – ширина шины, м;

/>– допустимое механическое напряжение в материале шин.

Пример расчета:

На ЦРП установлены шины размером 40х5.

Проверяем по длительно допускаемому току.

Для шин сечением 200 мм/>, выполненных из алюминиевого материала по [9] длительно допускаемый ток Iдоп.=513 А.

Максимальный расчетный ток сборных шин Iр.max=69,28 А

513А > 69,28 А.

Проверяем по термической стойкости:

Сечение шин q=200 мм/>;

время протекания тока короткого замыкания tк=0,14 с.

Для распределительных сетей напряжением 10 кВ постоянная времени цепи короткого замыкания Та = 0,045 с.

Ток короткого замыкания Iк = 5,58 кА таблица (1.11)

Тепловой импульс тока короткого замыкания:

/>кА2с.

Согласно [12] для алюминиевых шин коэффициент С=88 />.

Минимально допустимое сечение токоведущей части

/>мм2.

Условие проверки 200 мм/>> 21 мм/> выполняется.

Проверяем по электродинамической стойкости:

Момент сопротивления шины:

/>м3.

Ударный ток короткого замыкания:

/>кА.

Механическое напряжение в материале шины при длине пролета l=1 м и расстоянии между шинами фаз а = 0,25 м

/>МПа.

продолжение
--PAGE_BREAK--

Допустимое механическое напряжение в материале шин [12]/>что больше />. Таким образом, по результатам расчетов видно, что шины, установленные на подстанции ЦРП удовлетворяют условиям проверки.

Аналогичные расчеты для остальных подстанций приводим в таблице 1.12.

Таблица 1.12 – Проверка сборных шин в распределительных сетях 10 кВ ст. Февральск

Наименование подстанции

Тип токоведущих частей мм2

Соотношение паспортных данных и расчетных данных

Iдоп./Iр.max., А

q/qmin, мм2

/>, МПа

ЦРП

А 40х5

513/69,28

200/21