Реконструкция подстанции "Байдарка" 1. Введение Электрическая энергия на современном этапе развития общества занимает одно из самых главных мест, сравнится с ней, по широте применения могут лишь быстроразвивающиеся информационные технологии, существование которых невозможно без использования электрической энергии. Быт современного человека так же повсеместно и неразрывно связан с электрической энергией. Еще в недалеком прошлом гремели стройки века, и проводилась повсеместная электрификация, росли электрические нагрузки, а вместе с ними количество и мощность электростанций, подстанций, линий электропередач. Смена идеалов, перестройка, развал Советского Союза, кризисы в экономике - все это не прошло бесследно для энергетической системы. В наше время многие крупные и мелкие предприятия закрыты или работают с минимальной мощностью и как следствие этого снижение электрических нагрузок. Хотя в последнее время стала наблюдаться тенденция небольшого роста нагрузок. Особенностью энергетической отрасли является то, что нельзя закрыть станцию, подстанцию и т.п. так как это обусловлено следующими особенностями: во-первых, в большинстве случаях от энергетических объектов питается не только один потребитель, а как правило группа потребителей; во-вторых; наряду с производственными потребителями существуют бытовые потребители, особенно это актуально для сельской местности, где потребление электрической энергии на производственные нужды снизилось очень значительно, а бытовое потребление не значительно и имеет рассредоточенный характер, в-третьих, энергетические объекты состоят из сложного и дорогостоящего оборудования, которое нуждается в постоянном и систематическом контроле и обслуживании. Так же, одной из причин, по которой не целесообразно консервировать энергетические объекты, является то, что большинство оборудования состоит из цветных металлов, которые при сложившейся экономической обстановке в государстве, будут демонтированы и сданы в утиль. Из всего выше сказанного можно сделать вывод, что энергетические объекты, а в первую очередь подстанции необходимо реконструировать. Особое внимание, уделяемое подстанциям, из всего многообразия энергосистемы объясняется тем, что уменьшение нагрузок на электростанциях можно компенсировать остановкой некоторого числа энергоблоков, ЛЭП при уменьшении нагрузок работают в более щадящем режиме, а снижение нагрузок на подстанциях вызывает увеличение потерь энергии в трансформаторах и автотрансформаторах, при неизменном потреблении энергии на собственные нужды, так как освещение и обогрев подстанции не зависят от мощности потребителей. В данном дипломном проекте рассмотрен вопрос реконструкции подстанции 35/6 кВ «Байдарка». Решение этого вопроса заключается в том, чтобы после реконструкции подстанция имела наилучшие технико-экономические показатели, то есть при минимальных затратах денежных средств, оборудования и материалов она обеспечивала требуемую надежность электроснабжения и качество электроэнергии. Кроме того, при проектировании задача по электроснабжению решается комплексно, с учетом перспективы развития потребителей. Проектирование проводилось в соответствии как с общими директивными и нормативными документами (ПУЭ, ПТЭ и т.д.), так и со специально разработанными для сетей материалами. Целью данного дипломного проекта явилась установка нового оборудования, отвечающего требованиям изменившегося режима работы. А именно: установка трансформаторов меньшей мощности; выбор новой аппаратуры релейной защиты и автоматики; установка распределительного устройства более современной серии и специально разработанной для него быстродействующей селективной световой дуговой защиты; а также произвести замену морально и физически устаревших масляных выключателей на вакуумные. Данная реконструкция подстанции позволяет повысить надежность электроснабжения и качество электроэнергии у потребителей, а так же снизить потери электроэнергии и как следствие затраты на эксплуатацию. 2 Технические условия района проектирования Краткая характеристика района расположения подстанции «Байдарка»: Существующая подстанция находится в поселке «Красная байдарка» рядом с калориферным заводом, в 400 м от реки «Волга», предназначена для электроснабжения сельскохозяйственных и производственных потребителей. (генеральный план подстанции смотри графическая часть лист 4) 1.1 Сейсмичность пункта (в баллах по ГОСТ 6249 – 52) ниже 6 баллов. 1.2 Среднее годовое количество осадков - 554 мм. 1.3 Средняя годовая продолжительность без морозного периода – 204 дня. 1.4 Средняя высота снежного покрова – 43 мм. 1.5 Нормативный скоростной напор ветра на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 10 лет – 40 кг/м2 . 1.6 Толщина стенки гололеда на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 10 лет для второго района по гололеду – 10 мм. 1.7 Нормативная глубина промерзания грунта -1,5 м. 1.8 Среднее годовое число грозовых дней – 24 дня продолжительностью 54 часа в год. 1.9 Окружающая атмосфера не загрязнена концентрация пыли в окружающей среде – 10 мг/м3 . 1.10Температура наружного воздуха: - средняя, наиболее холодной пятидневки -31о С - максимальная 37о С - минимальная -46о С - при гололеде -50 С 1.11 Основанием фундаментов служат насыпные супесчаные грунты, подстилаемые суглинками. Грунтовые воды вскрыты на глубине 2 м. В весенний период возможен подъем на 1 м по сравнению с замеренными. Грунтовые воды агрессивными свойствами не обладают. 3 Характеристика подстанции «Байдарка» Существующая подстанция «Байдарка» 35/6 кВ является подстанцией тупикового типа и предназначена для снабжения электрической энергией сельскохозяйственных и производственных потребителей. Подстанция была построена в 1970 году. Она имеет два распределительных устройства.(смотри графическая часть лист1) Распределительное устройство – 35 кВ – открытого типа (ОРУ) для наружной установки с двумя секциями шин и не автоматической секционной перемычкой. В состав ОРУ – 35 кВ входят два линейных разъединителя (ЛР) типа РЛНД 2-35/600, двумя секционными разъединителями (СР) типа РЛНД2-35/600, двумя шинными разъединителями (ШР) типа РЛНД1-35/600 и двумя вводными трансформаторными масляными выключателями (МВ) типа ВТ – 35/630. Так же на ОРУ – 35 кВ установлены два силовых трансформатора марки ТМ – 6300/35 мощностью 6300 ква. Так же для защиты трансформатора от грозовых перенапряжений на стороне 35 кВ на каждой секции установлены разрядники типа РВС – 35, а на стороне 6 кВ на шинном мосту установлены разрядники РВП – 6. Питание подстанция «Байдарка» получает от подстанции «Восточная – II» с классами напряжений 110/35/10 с шин 35кВ по двух цепной линии электропередач 35 кВ Байдарка – 1 цепь и Байдарка – 2 цепь. Распределительное устройство 6 кВ выполнено комплектным для наружной установки тина КРН III – 10 со стационарно установленными масляными выключателями (МВ) типа ВМГ -133 с приводами ПП – 61. Для вывода в ремонт, а точнее для создания видимого разрыва у МВ – 6 кВ в КРУН установлены разъединители 6 кВ типа РВ – 10 – 400. РУ 6 кВ имеет две секции шин которые в нормальном режиме работают раздельно ( СМВ – 6 кВ связывающий две секции в нормальном режиме отключен). Число ячеек на подстанции 20. Количество отходящих фидеров 12. Три из них резервные. А три в данный момент отключены. Кроме того на каждой из секций по вводному масляному выключателю 6кВ, по ячейке с трансформатором напряжения (ТН – 6 кВ) типа НТМИ – 6/0,1 для измерения уровней напряжений, сигнализации, питания зарядных устройств, подключения измерительных приборов, для питания цепей напряжения устройств релейной защиты. На данной подстанции они защищены предохранителями типа ПКТ – 10. Кроме того, на каждой секции по ячейки с трансформатором собственных нужд (ТСН) типа ТМ25 6/0,23, которые так же защищены предохранителями ПКТ – 10. Одна ячейка с секционным масляным выключателем (СМВ) и ячейка с секционным разъединителем. Для бесперебойного снабжения электрической энергией потребителей предусмотрено автоматическое включение СМВ-6 кВ (АВР) при исчезновении напряжения на одной из секции шин 6 кВ. Защиты установленные на подстанции: Защиты трансформаторов Т -1 (Т-2) -Дифференциальная защита – является основной защитой трансформатора от всех видов короткого замыкания в трансформаторе, на вводах 35 и 6 кВ на ошиновке 6 кВ. Защита действует без выдержки времени на отключение МВ-35 кВ вводов трансформаторов. -Максимально – токовая защита на стороне 35 кВ – является резервной защитой трансформатора от междуфазных коротких замыканий. Защита действует на отключение МВ-35 кВ вводов трансформатора с выдержкой времени. -Максимально – токовая защита на стороне 6 кВ – защита действует на отключение МВ-6 кВ вводов трансформатора с выдержкой времени. Предусмотрено однократное автоматическое повторное включение (АПВ). -Газовая защита – служит для защиты трансформатора от внутренних повреждений. Защита действует на отключение вводов трансформатора 35 и 6 кВ. Предусмотрено срабатывание газовой защиты на «сигнал» и на «отключение». - Защита от перегруза по стороне 6 кВ – защита от перегруза выполнена на стороне 6 кВ. Защита действует на «сигнал». -Защита от перегрева – выполнена на термометрическом сигнализаторе типа ТСМ-100. Защита от перегрева действует на сигнал. Защита отходящих фидеров: -Максимальная токовая защита (МТЗ) – отходящих фидеров 6 кВ выполнена на токовых реле. Защита действует на отключение МВ-6 кВ отходящего фидера. -Токовая отсечка – защита позволяющая обеспечить быстрое отключение короткого замыкания на отходящем фидере. Защита действует без выдержки времени. Кроме того установлена максимальная токовая защита на СМВ – 6. Так же на подстанции существует аварийная и предупредительная сигнализация. Предупредительная сигнализация срабатывает при: -отключении автоматов в ячейках, перегрузе трансформаторов, перегреве трансформаторов; - появлении «земли» на шинах 6 кВ; -исчезновении напряжения на шинах 6 кВ; Аварийная сигнализация срабатывает при: аварийном отключении отходящих фидеров, вводов 35 и 6 кВ, при работе газовой защиты на отключении, при работе дифференциальной защиты трансформаторов. Таблица 2.1 – характеристика потребителей подстанции «Байдарка» Номер фидера Наименование потребителя Максимальная мощность в летний режимный день, ква Максимальная мощность в зимний режимный день, ква Категория Б - 01 Свинарник 226 160 2 Б - 02 Калориферный завод 519 602 2 Б - 03 ЦЭС (демонтирован кабель) - - - Б - 07 Береговая насосная ТЭЦ - 2 246 619 2 Б - 08 Калориферный завод 744 1029 2 Б - 09 Резерв - - - Б -12 Грузовой порт 905 691 2 Б - 16 Резерв - - Б - 17 Калориферный завод (резерв) - - 2 Б - 18 Калориферный завод - 18 2 Б - 19 Резерв - - Б - 20 Речной порт (резерв) - - 2 4 Необходимость рассмотрения вопросов реконструкции подстанции «Байдарка» На подстанции «Байдарка» в 1990 году на ОРУ-35 кВ отделители и короткозамыкатели 35 кВ были заменены масляными выключатели 35 кВ типа ВТ-35. В эксплуатации эти МВ зарекомендовали себя как надежные выключатели, разъединители 35 кВ также находятся в хорошем состоянии, поэтому принимаем решение реконструкцию ОРУ-35 кВ не проводить, лишь проверить силовые трансформаторы на систематическую и аварийную перегрузку и как покажут дальнейшие расчеты принять решение установить трансформаторы меньшей мощности. Что касается КРУН-6 кВ то применяемые сейчас там масляные выключатели 6 кВ типа ВМГ-133, сейчас сняты с производства, существуют сложности с приобретение запасных частей к выключателям, кроме того, они морально устарели. Привода применяемые для управления МВ типа пп-61к также морально устарели, к тому же выработали свой коммутационный ресурс. В данный момент существуют сложности при регулировке приводов. Поэтому принимаем решение о замене морально устаревших масляных выключателей типа ВМГ-133 и приводов типа ПП-61 на более современные, вакуумные выключатели с электромагнитными приводами. Сейчас многие заводы выпускающие вакуумные выключатели изготавливают комплекты адаптации для модернизации шкафов КРУ, но в их числе нет серии КРУН-III-10. К тому же масляные выключатели на выкатных тележках удобны в обслуживании. Поэтому принимаем решение заменить старую серию КРУН на более новую. В связи с заменой КРУН возникнут сложности при монтаже старой релейной защиты. Из всего выше сказанного делаем вывод: при реконструкции подстанции «Байдарка» установить новые ячейки КРУ с вакуумными выключатеями. На выкатных тележках с организацией монтажа новой релейной защиты и автоматики. 5 Характеристика существующего оборудования на подстанции «Байдарка» Комплектное распределительное устройство наружной установки КРУН серии К-III-10 Комплектное распределительное устройство КРН-III-10 входят в состав комплектных трансформаторных подстанций 35/6-10 мощностью до 6300 ква в качестве распределительного устройства 6-10 кВ. Комплектные трансформаторные подстанции вместе со шкафами КРН-III-10 предназначены для электроснабжения потребителей. Шкафы КРН-III-10 рассчитаны для эксплуатации в климатических условиях категории исполнения У1 при температуре окружающего воздуха от – 40 до+ 40о С для I-III ветровых и гололедных климатических условий. [1] Таблица 5.1 - технические данные шкафов КРН-III-10 Параметры или аппарат Технические данные для КРН-III-10 Номинальное напряжение (линейное), кВ 6;10 Наибольшее напряжение, кВ 12 Номинальный ток, А Шкафа Сборных шин 400;630 400;630 Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей, кА 51 Номинальный ток отключения выключателя, кА 20 Номинальный ток термической стойкости для промежутка времени 4 с, кА 20 Выключатель ВМГ-10;ВМП-10К;ВМГ-133 Привод ПП-61;ПП-67 Трансформатор тока ТЛМ-10 Трансформатор напряжения НТМИ Максимальное число и сечение силовых кабелей, мм2 2(3х240) Размеры шкафа, мм Ширина Глубина Высота 1000 1600 2800 Масса шкафа, кг 650-1170 Шкафы КРН-III-10 разделены перегородками на три отсека: аппаратуры высокого напряжения; сборных шин; аппаратуры управления и релейной защиты. В отсеке аппаратуры высокого напряжения в зависимости от назначения шкафа могут размещаться масляный выключатель, линейный разъединитель, измерительные трансформаторы тока или напряжения, разрядники, силовые предохранители или трансформатор собственных нужд. Вместе со сборными шинами в отдельном отсеке расположен шинный разъединитель. В отсеке управления размещают привод к масленому выключателю, приводы шинного и линейного разъединителей, элементы блокировки, а также аппаратура релейной защиты, управления, автоматики и измерительные приборы. Отсек сборных шин и отсек управления имеют наружные двери. Отсек аппаратуры высокого напряжения и линейного разъединителя имеет две двери (верхнюю и нижнюю). Кроме того предусмотрены две сетчатые двери для осмотра аппаратуры, установленной в шкафу. Линейный и шинный разъединители управляются ручными приводами. Шкафы КРУН снабжены подогревающими устройствами с автоматическим режимом работы. Одно установлено ниже выключателя, другое – под приводом к нему. Эти устройства могут быть использованы также для предотвращения выпадения росы. В этом случае включение обогрева выполняется вручную. ы также для предотвращения выпадения росы. линейного разъединителя имеет дВ отсеках шкафов предусмотрены жалюзи, улучшающих эвакуацию выхлопных газов выключателей и снятия избыточного давления при отключении токов короткого замыкания. Для уменьшения воздействия солнечной радиации наружная поверхность шкафов КРУН окрашивается в фисташковый цвет. В шкафах предусмотрено освещение двумя лампами мощностью по 40 Вт. В шкафах КРУН-III-10 выполнены блокировки, исключающие возможность отключения или включения разъединителей при включенном масляном выключателе, включения выключателя при включенных заземляющих ножах, включение заземляющих ножей на шины, находящиеся под напряжением. Блокировки выполнены с помощью механических блок- замков. Собственные нужды подстанции В шкафах КРУН на каждой секции установлено по трансформатору собственных нужд (ТСН), выполненные на напряжение 220 В. Они используются для организации собственных нужд подстанции: для освещения; обогрева; управления масляными выключателями 35 и 6 кВ; сигнализации; защиты трансформаторов. В ячейках образуются шинки 220В, и напряжение через автоматы распределяется через автоматы. В ячейке ТСН-1 выполнено автоматическое включение резерва (АВР) шинок управления, для питания защит так же используется напряжение от трансформаторов напряжения 6 кВ. Открытое распределительное устройство 35 кВ Открытое распределительное устройство (ОРУ) -35 кВ на подстанции «Байдарка» открытого типа. На нем установлено два силовых трансформатора Биробиджанского трансформаторного завода 1970 года выпуска марки ТМ-6300/35.Для защиты его от грозовых перенапряжений установлены разрядники на стороне 6 кВ типа РВП-6, а на стороне 35 кВ РВС-35. Все разъединители на ОРУ-35 кВ марки РЛНД отличаются друг от друга только числом комплектов заземляющих ножей. Две секции 35 кВ связаны между собой не автоматической секционной перемычкой. В качестве вводных выключателей на стороне 35 кВ используются масляные выключатели типа ВТ-35/10 со встроенными трансформаторами тока типа ТВ с коэффициентом трансформации 200/5 Для защиты оборудования подстанции от попадания прямых ударов молнии на ОРУ-35 кВ установлены четыре молниеотвода на порталах ошиновки. Молниеотводы типа ТУ-5 высотой 5650 мм они надежно закреплены электросваркой к траверсе портала. Траверса портала металлическая типа ТУ-4 закреплена на стойках. Металлоконструкция имеет надежное соединение с заземляющим контуром подстанции. Заземление подстанции выполнено в виде сетки. Расчет молниезащиты и заземления подстанции приведены в разделе 12 и 13. 6. Сравнение технических характеристик КРУН различных марок Шкафы КРУН применяют, как правило, для комплектования распределительных устройств подстанций энергосистем, а также в составе комплектных трансформаторных подстанций. Отказ от строительства зданий, в которых размещались КРУ внутренней установки, и переход на применение шкафов КРУН со стационарно установленным оборудованием обеспечили большой экономический эффект за счет значительного сокращения строительных работ. Освоение промышленного производства новых конструкций шкафов КРУН с выдвижными элементами помимо экономической эффективности обеспечило так же целый ряд эксплуатационных преимуществ, а именно: -повысилась надежность и бесперебойность энергоснабжения потребителей за счет возможности быстрой замены вышедшего из строя выключателя, установленного на выдвижном элементе резервным выключателем или выключателем менее ответственного потребителя; -появилась возможность круглогодичного, в любую погоду, выполнять осмотры, текущие и капитальные ремонты; -значительно увеличились параметры шкафов КРУН по номинальному току за счет отказа от применения стационарных разъединителей, улучшились условия прокладки силовых кабелей; -появилась возможность обеспечить размещение современных сложных схем релейной защиты, автоматики, управления, сигнализации и одновременно сократить расход контрольных кабелей; -представилась возможность значительно сократить на стройплощадке работы по монтажу, наладке, регулировке и приемочным испытаниям шкафов КРУН за счет перенесения работ по укрупнению блочности и повышению монтажной готовности в централизованные мастерские; -резко сократились сроки ввода в эксплуатацию подстанции в целом.[5] В данном дипломном проекте приведены технические данные КРУН 3-х различных серий и выбран оптимальный вариант для установки на подстанции «Байдарка» [1], [2]. Таблица 6.1- Технические данные шкафов КРУ Параметр или аппарат Технические данные для КРУН К-37 К-34 К-59 Номинальное напряжение (линейное), кВ 6;10 6;10 6;10 Наибольшее напряжение, кВ 12 12 12 Номинальный ток, А Шкафа Сборных шин 630;1000;1600 1000;1600;3200 400;630 400;630 630;1000;1600 1000;1600;2000;3200 Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей, кА 51 25 52 Номинальный ток отключения выключателя, кА 20 10 20;31,5 Номинальный ток термической стойкости, для промежутка времени 4с, кА 20 10 20;31,5 Выключатель ВМПП10; ВМПЭ-10 ВММ-10-400-10 ВММ-10-630-10 ВБУ-10;ВВЭ-М-10;ВБПЭ-10;ВБЭК-10;ВБЭМ-10;ВБКЭ-10;ВК-10 и т.д. кроме того возможна установка зарубежных выключателей, в том числе элегазовых Привод Встроенный пружинный или электромагнитный Встроенный пружинный Встроенный пружинно-моторный или электромагнитный Трансформатор тока ТЛМ-10 ТВЛМ-10;ТЛМ-10 ТЛК-10;ТЛМ-10 Трансформатор напряжения НТМИ НТМИ НАМИ Максимальное число и сечение силовых кабелей, мм2 6(3×240) 2(3×240) 2(3×240) Размеры шкафа, мм Ширина Глубина Высота 900; 1600;3500* 2400;3300* 750 1400 1620 750 1250 2200 Масса шкафа, кг 776-1286 450-740 850-920 * Размер с коридором управления Как видно из таблицы наиболее лучшими техническими характеристиками обладают КРУН серии К-59 это проявляется в том что эта серия обладает наиболее широкими возможностями в отношении встраиваемого оборудования, кроме того, только в эти КРУ возможно встраивать как масляные, вакуумные и даже элегазовые выключатели. Эта серия более современная и широко применяется в «Костромаэнерго», то есть персонал обслуживающий подстанции знаком с устройством КРУН этой серии и не требуется дополнительного обучения и инструктажей. К тому же у КРУН серий К-37 и К-34 существуют существенные недостатки, которые исключены в КРУН серии К-59, а именно: · в КРУН серии К-37 существуют механизмы для закатывания ячеек, которые часто выходят из строя · кроме того сборные шины в КРУН серии К-37 расположены в верхней части КРУН, что создает сложности при осмотре и ремонтах · главный недостаток КРУН серии К-34, то, что в них отсутствует коридор управления, то есть тележки с масляными выключателями на салазках выкатываются прямо на улицу, что затрудняет их обслуживание зимой · так же при частом выкатывании тележек происходит деформация шторок · кроме того штепсельные разъемы для подключения сигнализации и управления находятся внизу ячейки, из-за этого происходит их частое повреждение Принимаем решение в качестве КРУН на подстанции «Байдарка» применить КРУН серии К-59 6.1 КРУ 10 кВ наружной установки серии К-59 Комплектное распределительное устройство наружной установки серии К-59 для умеренного климата представляет собой в общем случае отдельно стоящие блоки высоковольтных ячеек с коридором управления, шкаф трансформатора собственных нужд (ТСН) и шкаф ВЧ-связи. В КРУ исполнения У1 может входить навесной шкаф с трансформаторами напряжения, может так же поставляться отдельно стоящие шкафы с трансформаторами напряжения (ТН) типа НАМИТ. КРУ серии К-59У1 предназначены для приема и распределения электрической энергии переменного трех фазного тока промышленной частоты 50 и 60 Гц напряжением 6 и 10 кВ. КРУ серии К-59 применяют в качестве распределительных устройств 6 – 10 кВ, в том числе и распределительных устройств трансформаторных подстанций, включая комплектные трансформаторные подстанции (блочные) 35/6-10, 110/6-10,110/35/6-10 кВ. КРУ серии К-59 рассчитано для работы в условиях климатических районов У и ХЛ (в нашем случае У). Категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ 15543-70. Температура окружающего воздуха для исполнения У1 не выше +40о С и не ниже -40о С (эпизодически -45о С). Нормальная работа КРУ серии К-59 обеспечивается при следующих условиях: высота над уровнем моря не выше 1000 м скорость ветра – до34 м/сек при толщине льда до 20 мм, при отсутствии гололеда скорости ветра – до 40 м/сек. КРУ серии К-59 соответствует требованиям ГОСТ 14693-77 и имеет сертификат соответствия требованиям нормативных документов № РОСС.RU.МВО2.Н.00102. Ниже в таблице приводим более подробные сведения о КРУ серии К-59: [2] Таблица 6.2 – технические данные, основные параметры и характеристики КРУН серии К-59 № пп Наименование параметра, показателя классификации Значение параметра, исполнение 1. Номинальное напряжение (линейное), кВ: а) при частоте 50 Гц 6; 10 б) при частоте 60 Гц 6,6; 11 Наименование параметра, показателя классификации Значение параметра, исполнение 2. Наибольшее рабочее напряжение (линейное), кВ. 7,2; 12,0 3. Номинальный ток главных цепей ячеек КРУ, А: а) при частоте 50 Гц 630, 1000,1600 б) при частоте 60 Гц 630, 1000, 1250 4. Номинальный ток сборных шин, А: а) при частоте 50 Гц 1000* ,1600, 2000, 3150 б) при частоте 60 Гц 800* , 1250, 1600, 2500 5. Номинальный ток отключения выключателя, встроенного в КРУ, кА: а) при частоте 50 Гц 20; 31,5*** б) при частоте 60 Гц 16, 25** 6. Ток термической стойкости (кратковременный ток) при времени протекания 3с, кА 20; 31,5** 7. Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей ячеек КРУ, кА 51; 81*** 8. Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1-76 Нормальная изоляция, уровень «б» 9. Вид изоляции Воздушная 10. Наличие изоляции токоведущих частей С неизолированными шинами Продолжение таблицы 6.2 Наименование параметра, показателя классификации Значение параметра, исполнение 11. Вид линейных высоковольтных подсоединений Кабельные, воздушные, шинные – по просьбе заказчика 12. Условия обслуживания С двусторонним обслуживанием 13. Степень защиты по ГОСТ 14254-80 - КРУ исполнения У1 – брызгозащищенное исполнение IP34 14. Виды основных ячеек КРУ в зависимости от встраиваемого электрооборудования - С выключателями высокого напряжения; - с разъединяющими контактами; - с трансформаторами напряжения; - комбинированные; - с разрядниками - со статическими конденсаторами; 15. Наличие теплоизоляции в КРУ Исполнение У1- без теплоизоляции; 16. Вид управления Местное, дистанционное 17. Габаритные размеры, мм, не более: ячейки КРУ: Высота 2200 Глубина 1250 ширина (длина) 750 блока ячеек КРУ исполнения У1: Наименование параметра, показателя классификации Значение параметра, исполнение высота (без кронштейнов линии, ввода) 2695 Ширина 3065 Наименование параметра, показателя классификации Значение параметра, исполнение Длина определяется количеством ячеек в блоке КРУ 18. Масса, кг, не более: блока КРУ из шести ячеек: исполнения У1 5900 шкафа ТСН (отдельностоящего) без трансформаторов и разрядников для трансформаторов мощностью: 25-63 кВА 260 * КРУ со сборными шинами на ток 1000А при частоте 50Гц на ток 800А при частоте 60 Гц выполняются только на ток электродинамической стойкости 51 кА. ** В зависимости от встраиваемого выключателя параметры тока отключения могут уточняться. *** Для КРУ с трансформаторами тока на номинальные токи 600 А термическая и электродинамическая стойкость определяется стойкостью трансформаторов тока. 7 Сравнение технических характеристик вакуумных выключателей разных марок Подстанция «Байдарка» была спроектирована и построена в 1970 году. С тех пор на ней периодически проводились капитальные и текущие ремонты с определенными интервалами, проверкой защит и высоковольтными испытаниями оборудования. Запасные части менялись лишь в том случае, если в этом нужна была крайняя необходимость. В 1990 году была проведена реконструкция открытого распределительного устройства 35кВ (ОРУ-35). Она заключалась в том, что вместо установленных отделителей (ОД) и короткозамыкателей (КЗ) на стороне 35 кВ, на обеих секциях были установлены масляные выключатели 35кВ (МВ) марки ВТ. Это было вызвано тем, что требовалась надежность в энергоснабжении, к тому же при постановке трансформатора под напряжение, приходилось это делать разъединителем, что при мощности трансформатора 6300 ква не всегда бывает безопасным. Так же по циркулярам «Костромаэнерго» ремонт отделителей и короткозамыкателей нужно проводить с периодичностью 2 раза в год. На стороне 6 кВ с момента постройки было установлено комплектное распределительное устройство наружной установки 6 кВ (КРУН) серии КРН-III-10 c масляными выключатели 6кВ марки ВМГ-133 с пружинными приводами марки ПП-61. В сетях защиты, сигнализации и автоматики так же никакой реконструкции не проводилось. Это все говорит от том, что необходимо заменить морально и физически устаревшее оборудование, к тому же выработавшее свой нормативный срок. Поэтому принимаем решение, при реконструкции КРН-6 кВ старое оборудование заменять полностью и менять его на новое, с установкой комплектного распределительного устройства наружной установки напряжением 6 кВ с вакуумными выключателями. Выбор в пользу вакуумных выключателей объясняется тем, что в современной энергетике они имеют широкое применение и зарекомендовали себя как надежное и долговечное оборудование. Кроме того, они имеют ряд преимуществ перед масляными выключателями, а в частности: полная взрыво и пожаробезопасность; возможность осуществления сверхбыстродействия и применения для работы в любых циклах АПВ; надежное отключение емкостных токов холостых линий; малая масса; малые размеры; относительно малая мощность привода; легкая замена дугогасительной камеры; простота эксплуатации. Сейчас наша промышленность выпускает достаточно различных вакуумных выключателей различных марок и серий. Принцип работы у них одинаковый, отличаются они, лишь конструктивным исполнением и каждый из них имеет свои преимущества. В данном дипломном проекте приводится сравнение вакуумных выключателей двух заводов изготовителей, сравнивая их технические характеристики, и особенности и обосновываем свой выбор одного из них. Для сравнения возьмем вакуумные выключатели промышленной группы ООО РК «Таврида электрик» марки ВВ/ТЕL-10-20/1000У2 [3] и группы компаний «Электрощит» ТМ Самара марки ВБУ-10-20/1000У2. [4] Оба эти вакуумных выключателя предназначены для эксплуатации в сетях трех фазного переменного тока частотой 50 Герц, номинальным напряжением 6-10 кВ с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах. Вакуумный выключатель марки ВВ/ТЕL-10-20/1000У2 ВВ - выключатель вакуумный ТЕL – фирменная марка выключателя 10 – номинальное напряжение, кВ 20 – номинальный ток отключения, кА 1000 – номинальный ток, А У – климатическое исполнение 2 – категория размещения Вакуумный выключатель ВВ/TEL применяют в ячейках КРУ внутренней и наружной установки, а также в камерах КСО, как при новом строительстве, так и при замене выключателей прежних лет выпуска. В основе конструктивного решения выключателя лежит использование по фазных электромагнитных приводов с «магнитной защелкой» механически связанных с валом. Параллельно соединенные катушки электромагнитных приводов фаз выключателя при выполнении команд подключаются к предварительно заряженным конденсаторам в блоках управления такая конструкция позволяет достичь следующих основных отличительных особенностей вакуумных выключателей ВВ/ТЕL: - высокий коммутационный и механический ресурс. -отсутствие необходимости в проведении текущих, средних и капитальных ремонтов - питание от сети постоянного, выпрямленного и переменного и переменного оперативного тока в широком диапазоне напряжений. -малое потребление мощности по цепям оперативного питания. -высокое быстродействие при включении и отключении. -возможность отключения при потере оперативного питания. -совместимость с любыми существующими типами ячеек КРУ и КСО. - допускается работа в любом пространственном положении. -малые габариты и вес. - все вакуумные выключатели серии ВВ/ТЕL полностью испытаны на соответствование требований российских стандартов и имеют сертификаты соответствия системы ГОСТ. Вакуумный выключатель ВБУЭ(П)3 – 10 – 20/1000У2 В – выключатель. Б – вакуумный. У – унифицированный. Э (П) – тип привода электромагнитный «Э», пружинно – моторный «П». 3 – номер варианта конструктивного исполнения. 10 – номинальное напряжение, кВ. 20 – номинальный ток отключения, кА. 1000 – номинальный ток. У – вид климатического исполнения. 2 – категория размещения по ГОСТ 15150. Вакуумный выключатель ВБУ изготавливаются с двумя типами приводов, пружинно – моторными и электромагнитными. У каждого привода есть достоинства и недостатки. Если анализировать мировой опыт, в распределительных электрических сетях установлены вакуумные выключатели с пружинно – моторными приводами. Эти сети характеризуются достаточно редкими коммутациями, но исключительными требованиями по надежности электроснабжения потребителей. Пружинно – моторные привода полностью соответствуют этим требованиям, у них меньший по сравнению с электромагнитными приводами коммутационный ресурс, но обеспечено ручное включение выключателя под нагрузкой, даже при полном отсутствии питания на шинках управления, кроме того пружинно – моторные привода потребляют для заводки пружины включения очень маленький ток 1,5 А, это упрощает схему цепей вторичной коммутации ячейки и позволяет обойтись без установки дорогостоящих и требующих обслуживания аккумуляторов или блоков аварийного питания включения. Электромагнитные привода применяют там, где требуется большой коммутационный и механический ресурс и не требует дополнительного обслуживания и регулировок в процессе всего срока службы. Выключатель ВБУ имеет следующие неоспоримые преимущества: - Универсальность – возможность установки электромагнитных или пружинно – моторных приводов. -возможность ручного включения выключателя под нагрузкой. - наличие встроенных в привод выключателей расцепителей. -простота конструкции. -высокая надежность. -легко встраивается в различные типы КРУ. -возможность установки привода отдельно от выключателя. -высокий коммутационный ресурс. -хороший теплоотвод рабочих поверхностей. -лучшее среди всех отечественных и зарубежных выключателей соотношение «цена – качество». - выключатели сертифицированы по системе ГОСТ Технические характеристики обоих выключателей приведены в таблице 7.1 Таблица 7.1 Технические характеристик вакуумных выключателей Параметр ВВ/ТЕL-10-20/1000У2 ВБУ-10-20/1000У2 1 2 3 Номинальное напряжение, кВ 10 10 Номинальный ток, А 1000 1000 Номинальный ток отключения, кА 20 20 Ток электродинамической стойкости, кА 51 52 Собственное время отключения, С мах 0,015 0,03 Полное время отключения, С мах Собственное время включения, С мах 0,025 0,07 0,07 0,03 Механический ресурс цикл включено-отклчено 50000 50000 Коммутационный ресурс цикл «включено- отключено При номинальном токе При номинальном токе отключения 50000 100 50000 100 Масса, кг 35 69 Цена, руб. 124 101 127* * для вакуумных выключателей с пружинно-моторным приводом Как видно из таблицы выключатели обладают практически одинаковыми техническими характеристиками и выбор приходится обосновывать исходя из эксплуатационных и экономических соображений. Полюс вакуумного выключателя марки ВБУ имеет разборную конструкцию, то есть он более ремонтопригоден. У вакуумных выключателей марки ВВ/ТЕL по фазные электромагнитные привода, что усложняет и удорожает конструкцию. Как указано в инструкции к вакуумному выключателю марки ВБУ он не требует дополнительных регулировок на протяжении всего срока службы (так же в случае износа контактов). Очень важно, что у этого выключателя обеспечивается воздушная изоляция между верхним и нижним токосъемом камеры это позволяет изготовить исключительно сбалансированную по теплоотводу конструкцию. Кроме всего вакуумный выключатель с электромагнитным приводом на 23 тысячи дешевле, чем выключатель марки ВВ/ТЕL. Выключатель марки ВБУ выбираем с электромагнитным приводом, поскольку он дешевле, а уступает он выключателю с пружинно-моторным приводом только тем, что включить его можно под нагрузкой даже при отсутствии оперативного тока, но это больше применимо на подстанциях, где присутствуют потребители 1-й категории, на подстанции же «Байдарка» все потребители 2-й категории. После сравнения вариантов принимаем решение использовать на подстанции «Байдарка» вакуумные выключатели марки ВБУЭЗ-10-20/1000У2 с электромагнитными приводами. (схему цепей вторичной коммутации ячейки вакуумного выключателя смотри графическая часть лист 2) Принцип работы электромагнитного привода: Включаем автоматический выключатель SF, так как вакуумный выключатель отключен его блок-контакты Q4 замкнуты, срабатывает реле от повторного включения которое размыкает свои размыкающие контакты и замыкает замыкающие контакты подготавливается цепочка для включения вакуумного выключателя. Замыкаем разъемное соединение Х1 по цепочке подается питание на диодный мостик VZ2, выпрямленное напряжение поступает на контактор КМ1, который в свою очередь замыкает контакты в цепи электромагнита включения YAC выключатель включается. Подготавливая своими блок-контактами цепочку на отключение в цепи электромагнита отключения YAT. 8 Технико-экономическое обоснование выбора мощности трансформаторов На подстанции «Байдарка» организован учет электрической энергии. Происходит учет как активной так и реактивной энергии. Для этого на подстанции установлены счетчики активной и реактивной энергии. Для контроля нагрузки на фидерах и вводах установлены амперметры, а для пропорционального снижения первичного тока во вторичный и для изоляции вторичных цепей от первичных установлены трансформаторы тока. Все щитовые приборы установленные на подстанции изготовлены на номинальный ток 5 А, поэтому вторичный ток трансформаторов тока составляет 5 А. Важной характеристикой трансформаторов тока является коэффициент трансформации, который показывает отношение первичного тока ко вторичному. Этот коэффициент трансформации указывается на амперметрах. Тогда шкала амперметров градуируется в первичных токах, хотя по обмотке амперметра протекает вторичный ток. Данные приборов учета приведены в таблице 8.1 Таблица 8.1 – данные приборов учета № пп Место установки Тип амперметра Тип счетчика и вид учитываемой энергии Тип трансформатора тока, его коэффициент трансформации 1 Ячейка фидера Б-01 Э378 ЦЭ6803В активная ТПЛ-10 300/5 2 Ячейка фидера Б-02 Э378 ЦЭ6803В активная ТПЛ-10 300/5 3 Ячейка фидера Б-02 СР4У-И673М реактивная 4 Ячейка фидера Б-03 Э378 ЦЭ6803В активная ТПЛ-10 150/5 5 Ячейка фидера Б-03 СР4У-И673М реактивная 6 Ячейка №4 ТСН-1 СА4У-И672М активная Т-066 50/5 7 Ячейка ввода6кВТ-1 Э378 ЦЭ6803В активная ТПЛ-10 600/5 Продолжение таблицы 8.1 Место установки Тип амперметра Тип счетчика и вид учитываемой энергии Тип трансформатора тока, его коэффициент трансформации 8 Ячейка ввода6кВТ-1 СР4У-И673М 9 Ячейка Фидера Б-07 Э378 ЦЭ6803В активная ТПЛ-10 150/5 10 Ячейка Фидера Б-08 Э378 ЦЭ6803В активная ТПЛ-10 400/5 11 Ячейка Фидера Б-08 СА4У-И673М реактивная 12 Ячейка Фидера Б-09 Э378 ЦЭ6803В активная ТПЛ-10 300/5 13 Ячейка Фидера Б-12 Э378 ЦЭ6803В активная ТПЛ-10 300/5 14 Ячейка №13 ТСН-2 СА4У-И672М Т-066 50/5 15 Ячейка ввода6кВТ-2 Э378 ЦЭ6803В активная ТПЛ-10 600/5 16 Ячейка ввода6кВТ-2 СР4У-И673М 17 Ячейка Фидера Б-17 Э378 ЦЭ6803В активная ТПЛ-10 300/5 18 Ячейка Фидера Б-17 СА4У-И673М реактивная 19 Ячейка Фидера Б-18 Э378 ЦЭ6803В активная ТПЛ-10 400/5 20 Ячейка Фидера Б-18 СА4У-И673М реактивная 21 Ячейка Фидера Б-20 Э378 ЦЭ6803В активная ТПЛ-10 400/5 22 Ячейка Фидера Б-20 СА4У-И673М реактивная Нагрузки на подстанции «Байдарка» не большие и поэтому не всегда точные показания можно получить по амперметрам установленных на подстанции. В связи с этим на подстанции «Байдарка» установлена телемеханическая система «Гранит», где по каналам связи информация по нагрузкам и об аварийных и предупредительных сигналах поступает к диспетчеру. Информация по нагрузкам по данной системе передается с точностью до 1,5%. На подстанции для составления графиков нагрузки и определения ее пиков проводятся летние и зимние режимные дни. Данные суточных ведомостей подстанции «Байдарка» за 21 июня 2006 года и за 20 декабря 2006 года предоставлены диспетчерской службой «Центральных электрических сетей». Эти данные были обработаны и представлены далее в виде таблиц. Таблица 8.2 - Данные зимнего режимного дня 20декабря 2006 года Время, ч Напряжение 1секции, кВ U Ток 1секции, А I Мощность 1секции, ква S Напряжение 2секции, кВ U Ток 2секции, А I Мощность 2секции, ква S 0 6,5 79 892 6,4 15 164 1 6,5 82 919 6,4 15 164 2 6,6 77 878 6,5 15 166 3 6,6 82 933 6,5 15 166 4 6,6 82 933 6,5 15 166 5 6,6 84 960 6,5 15 166 6 6,5 82 919 6,5 15 166 7 6,5 84 946 6,4 15 164 8 6,5 98 1108 6,4 13 139 9 6,3 190 2069 6,3 43 464 10 6,3 166 1807 6,3 17 187 11 6,3 178 1938 6,3 64 698 12 6,4 108 1197 6,4 15 164 13 6,4 158 1756 6,4 15 164 14 6,4 156 1729 6,3 56 607 15 6,4 149 1649 6,3 56 607 16 6,3 125 1362 6,3 15 161 17 6,4 70 772 6,3 16 174 Продолжение таблицы 8.2 Время, ч Напряжение 1секции, кВ U Ток 1секции, А I Мощность 1секции, ква S Напряжение 2секции, кВ U Ток 2секции, А I Мощность 2секции, ква S 18 6,4 70 772 6,4 16 177 19 6,4 70 772 6,4 16 177 20 6,5 70 784 6,4 14 151 21 6,5 65 730 6,4 14 151 22 6,6 65 741 6,5 14 153 23 6,5 60 675 6,4 14 153 Таблица 8.3 - Данные летнего режимного дня 21 июня 2006 года Время, ч Напряжение 1секции, кВ U Ток 1секции, А I Мощность 1секции, ква S Напряжение 2секции, кВ U Ток 2секции, АI Мощность 2секции, ква S 0 6,5 35 392 6,3 11 117 1 6,5 35 392 6,3 11 117 2 6,5 35 392 6,3 11 117 3 6,5 32 364 6,3 11 117 4 6,5 32 364 6,3 11 117 5 6,6 31 350 6,3 11 117 6 6,5 31 345 6,3 11 117 7 6,5 33 371 6,3 2 261 8 6,4 48 536 6,2 8 90 9 6,2 132 1418 6,1 19 202 10 6,1 131 1384 6,1 37 393 11 6,1 154 1629 6,1 82 862 12 6,3 73 801 6,2 6 64 13 6,2 129 1385 6,2 6 64 14 6,2 149 1600 6,1 68 723 15 6,2 126 1355 6,1 6 63 16 6,3 97 1058 6,1 70 735 17 6,4 41 450 6,2 50 541 18 6,4 26 290 6,2 7 77 19 6,5 26 294 6,3 7 78 20 6,5 36 403 6,3 41 445 21 6,5 33 376 6,3 40 432 22 6,5 39 443 6,3 62 681 23 6,5 30 335 6,3 10 105 На основании данных полученных в ходе режимного дня строим графики нагрузки на которых так же в виде прямой показываем мощности установленного и проектируемых трансформаторов (смотри графическую часть лист 3 и 4) ________ Прямая, соответствующая мощности установленного трансформатора 6300ква ________ Прямая, соответствующая мощности проектируемого трансформатора 2500ква ________ Прямая, соответствующая мощности проектируемого трансформатора 1600ква ________ График нагрузки с перспективой развития ________ Реальный график нагрузки Рисунок 8.1 Зимний график нагрузки первого трансформатора Рисунок 8.2 Зимний график нагрузки второго трансформатора Рисунок 8.3 Летний график нагрузки первого трансформатора Рисунок 8.4 Летний график нагрузки второго трансформатора Сравнив графики зимнего и летнего периода можно сделать вывод о том, что трансформаторы на подстанции «Байдарка» больше загружены зимой. Поэтому, в дальнейшем используем для расчетов данные зимнего режимного дня. Так же из графиков нагрузок видим, что трансформаторы загружены не полностью, а точнее первый трансформатор на 33%, а второй трансформатор на 14%. Как один из выходов для более эффективного использования трансформаторов отключение одного из них и перевод всей нагрузки на один трансформатор. Но при этом снижается надежность энергоснабжения, а у нас имеются потребители второй категории. Кроме того трансформаторы установленные на подстанции «Байдарка» в работе с 1970 года, то есть отработали 36 лет, а нормативный срок службы трансформаторов 25 лет. Поэтому принимаем решение произвести расчет и выбрать трансформаторы необходимой мощности с учетом перспективы развития на 5 лет. По данным «Центральных электрических сетей» идет тенденция увеличения мощности на 5% в год. Тогда с учетом роста мощности через пять лет вводим коэффициент нагрузки Кнагр на который увеличиваем мощность трансформаторов с учетом перспективы развития на 5 лет. Тогда Smax проект =Smax ×Кнагр (8.1) Где Smax проект – проектируемая мощность через пять лет, ква Smax – максимальная мощность на самой нагруженной секции шин, ква Кнагр – коэффициент нагрузки Smax проект =2069×1,25=2586 ква Результаты расчетов смотри в таблице 8.4 Таблица 8.4 Мощности трансформаторов с перспективой развития на пять лет Время Мощность первого тр-ра летом Мощность второго тр-ра летом Мощность первого тр-ра зимой Мощность первого тр-ра зимой Мощность двух тр-ов в летний период Мощность двух тр-ов в зимний период 0 490 146 1115 205 636 1319 1 490 146 1149 205 636 1353 2 490 146 1098 208 636 1305 3 455 146 1166 208 601 1319 4 455 146 1166 208 601 1319 5 443 146 1200 208 584 1408 6 431 146 1149 208 576 1356 7 464 326 1183 208 790 1390 8 670 113 1385 174 783 1558 9 1776 253 2586 580 2025 3166 10 1730 491 2259 233 2221 2493 11 2036 1078 2422 872 3114 3295 12 1001 80 1496 205 1081 1701 13 1731 80 2295 205 1811 2400 14 2000 904 2161 759 2904 2920 15 1694 79 2061 759 1773 2820 16 1323 919 1702 201 2241 1904 17 563 676 965 218 1239 1181 18 363 96 965 221 459 1185 19 368 98 965 221 465 1185 20 504 556 980 188 1060 1168 21 470 540 913 188 1010 1100 22 554 851 926 191 1405 1117 23 419 131 843 191 550 1035 Для наглядности графики нагрузки с перспективой развития показываем на реальных графиках нагрузки (смотри летние и зимние графики нагрузки трансформаторов) Выбираем мощность трансформатора из условия: Sн.т. ≥0,5Sрасч (8.2) Где 0,5 – коэффициент учитывающий возможность работы трансформаторов без допустимых систематических перегрузок и максимальном КПД соответствующем минимальным потерям активной энергии в трансформаторе. Sрасч –расчетная нагрузка потребителей подсоединенных к одной секции шин. Sн.т. ≥0,5×2586=1293 ква Принимаем к рассмотрению три варианта: 1) ТМ – 1600/35 номинальная мощность S=1600 ква потери короткого замыкания Рк.з. =16,5 кВт потери холостого хода Рх.х. =2,75 кВт 2) ТМ – 2500/35 S=2500 ква Рк.з. =23,5 кВт Рх.х. =3,9 кВт 3) исходный вариант ТМ – 6300 S=63000 ква Рк.з. =49,1 кВт Рх.х. =13,3 кВт Проверяем трансформаторы на систематическую нагрузку. Режим, в течение части цикла которого температура охлаждающей среды может быть более высокой и ток нагрузки превышает номинальный, однако с точки зрения термического износа (в соответствии с математической моделью) такая нагрузка эквивалентна номинальной нагрузке при номинальной температуре охлаждающей среды. Это достигается за счет понижения температуры охлаждающей среды или тока нагрузки в течение остальной части цикла.[5] Для проверки трансформаторов на систематическую нагрузку на исходном графике нагрузки наносим прямую линию соответствующей номинальной мощности трансформатора. Верхняя часть графика, отсекаемая указанной прямой, является зоной перегрузки трансформатора.[5] Из графиков нагрузки видим, что нагрузка по секциям распределена не равномерно и даже в нормальном режиме с учетом перспективы развития трансформатор № 1 мощностью 1600 ква будет испытывать систематическую перегрузку на 61%, а допускается перегружать систематически на 50% [5]. Таким образом трансформатор мощностью 1600 ква использоваться не может. Поэтому в дальнейших расчетах используем трансформаторы мощностью 2500 и 6300 ква. Трансформаторы мощностью 2500 и 6300 ква в нормальном режиме как видно из графиков нагрузки перегрузок испытывать не будут. Проверка трансформатора на аварийную перегрузку: Режим продолжительных аварийных перегрузок Режим нагрузки, возникающий в результате продолжительного выхода из строя некоторых элементов сети, которые могут быть восстановлены только после достижения постоянного значения превышения температуры трансформатора. Это не обычное рабочее состояние, и предполагается, что оно будет возникать редко, однако может длиться в течение недель или даже месяцев и вызывать значительный термический износ. Тем не менее такая нагрузка не должна быть причиной аварии вследствие термического повреждения или снижения электрической прочности изоляции трансформатора. Режим кратковременных аварийных перегрузок Режим чрезвычайно высокой нагрузки, вызванный непредвиденными воздействиями, которые проводят к значительным нарушениям нормальной работы сети, при этом температура наиболее нагретой точки проводников достигает опасных значений и в некоторых случаях происходит временное снижение электрической прочности изоляции. Однако на короткий период времени этот режим может быть предпочтительнее других. Можно предполагать, что нагрузки такого типа будут возникать редко. Их необходимо по возможности быстрее снизить или на короткое время отключить трансформатор во избежание его повреждения. Допустимая продолжительность такой нагрузки меньше тепловой постоянной времени трансформатора и зависит от достигнутой температуры до перегрузки; обычно продолжительность перегрузки составляет менее получаса.[5] При проверке на аварийную перегрузку учитываем, что в аварийном режиме нет возможности отключать потребителей, так как у них нет второго питания и необходимо использовать перегрузочную способность трансформаторов на определенный период работы. В аварийном режиме у нас в работе находится один трансформатор и соответственно вся нагрузка подстанции находиться на нем. Для этого необходимо построить другие графики нагрузки. На подстанции «Байдарка», как уже было сказано выше, зимняя нагрузка больше, поэтому для расчетов используем зимний график нагрузки в аварийном режиме и если нагрузки зимой допустимые, то соответственно и летом трансформатор перегружен не будет. ________ Прямая, соответствующая мощности установленного трансформатора 6300ква ________ Прямая, соответствующая мощности проектируемого трансформатора 2500ква ________ График нагрузки с перспективой развития ________ Реальный график нагрузки Рисунок 8.5 Зимний график нагрузки в аварийном режиме Из графика видим, что проектируемый трансформатор 2500 ква в аварийном режиме будет испытывать перегрузку. Для тог, чтобы определить допустима ли такая перегрузка преобразуем зимний график нагрузки в аварийном режиме в эквивалентный двухступенчатый график. Согласно литературы [5], в аварийном режиме для трансформаторов мощностью 2500 ква допускаются длительные перегрузки на 80%, а кратковременные на100% Рисунок 8.6 Эквивалентный двухступенчатый график нагрузки ________ Прямая соответствующая мощности установленного трансформатора в аварийном режиме ________ Эквивалентный двухступенчатый график нагрузки соответствующий мощности проектируемого трансформатора 2500ква в аварийном режиме ________ График нагрузки с перспективой развития ________ Реальный график нагрузки ________ Прямая, соответствующая мощности проектируемого трансформатора 2500ква в аварийном режиме По преобразованному графику нагрузки в двух ступенчатый рассчитываем коэффициент номинальной загрузки трансформатора. (8.3) Где Sэ1 – эквивалентная мощность, соответствующая начальной мощности двух ступенчатого графика. Sн.т – номинальная мощность трансформатора. (8.4) Где S1 –Sn – соответствующие мощности первой ступени исходного графика. t1 – tn – соответствующее время первой ступени исходного графика. ква Тогда Определяем коэффициент аварийной перегрузки трансформатора К2а (8.5) Где SЭ2 – эквивалентная мощность в аварийном режиме соответствующая повышенной мощности на двухступенчатом графике определяется по формуле (8.4) ква Тогда По графику определяем время действительной аварийной перегрузки tп.а. tп.а. =7 По таблице [5] находим допустимый коэффициент аварийной перегрузки. К2адоп =1,8 К2а =1,47<К2адоп =1,8 Условие выполняется Следовательно в аварийном режиме такая перегрузка допустима и ущерба от недоотпуска электроэнергии не будет. Трансформатор мощностью 6300 ква в аварийном режиме перегрузки испытывать не будет. Как показали расчеты на подстанции «Байдарка» есть возможность вместо трансформаторов мощностью 6300 ква использовать трансформаторы мощностью 2500. Для того чтобы окончательно убедиться в возможности использовать трансформаторы мощностью 2500 ква приведем экономическое обоснование целесообразности замены трансформаторов одной мощности на другую. 8.1 Экономическое обоснование целесообразности замены трансформаторов одной мощности на другую Для сравнения принимаем два варианта 1)два трансформатора мощностью по 2500 ква ТМ – 2500/35. Стоимость одного трансформатора 1214620 руб. 2)два трансформатора мощностью по 6300 ква ТМ – 6300/35. Стоимостью одного трансформатора 1845690 руб. Для обоснования предлагаемого решения необходимо рассчитать следующие показатели: капитальные вложения, эксплуатационные издержки, приведенные затраты, потери электроэнергии и их стоимость, годовую экономию и годовой экономический эффект. [1] Капитальные вложения определяем по формуле: (8.6) Где Ц – цена приобретения трансформатора, руб Т – расходу на доставку, руб М – затраты на монтаж и пуско-наладочные работы, руб Расходы на доставку составляют 12% от стоимости оборудования. Т=Ц×0,12 (8.7) Т2500 =1214620×0,12=145754 руб Т6300 =1845690×0,12=221493 руб 10.1.2Затраты на монтаж и пуско-наладочные работы составляют 25% от стоимости оборудования. М=Ц×0,25 (8.8) М2500 =1214620×0,25=303655 руб М6300 =1845690×0,25=461423 руб По формуле (8.6) определяем капитальные вложения КВ2500 =1214620+145754+303655=1664029 руб КВ6300 =1845690+221493+461423=2528606 руб Расчитываем годовой фонд заработной платы для обоих случаев он будет одинаковый, так как напряжения у трансформаторов одинаковые. ЗП=ТФзп ×Кдоп ×Котч (8.9) Где ТФзп – тарифный фонд заработной платы, руб Кдоп – премиальные. Составляют 75% Котч – коэффициен отчислений. Составляет 26% Тарифный фонд заработной платы определяется ТФзп =Чтс ×ЗТ (8.10) Где Чтс – часовая тарифная ставка, руб/час ЗТ – затраты труда, чел×час Для обслуживания трансформатора необходим электромонтер 4 разряда его оклад 4412 рублей Чтс =оклад/176 (8.11) Где 176 – среднее число часов работы в месяц Чтс =4412/176=25 руб/час 10.2.2Затраты труда определяем по формуле ЗТ= у.е. ×18,6 (8.12) Где у.е.=4,9 – переводной коэффициент [1] 18,6 – трудоемкость обслуживания одной условной единицы, чел×час ЗТ=4,9×18,6=91,1 чел×час Тогда тарифный фонд определяется как ТФзп =25×91,1=2278 руб По формуле (8.9) определяем фонд заработной платы ЗП=2278×1,75×1,26=5022 руб Рассчитываем эксплуатационные затраты ЭЗ=ЗП+Ао +Рто +Сдэ +Пр (8.13) Где Ао – Амортизационные отчисления, руб Рто – расходы на ремонт и техническое обслуживание, руб Сдэ – стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах, руб Пр – прочие расходы, руб Расходы на амортизацию составляют 3,5% от капитальных вложений Ао =КВ×0,035 (8.14) Ао2500 =1664029×0,035=58241 руб Ао6300 =2528606×0,035=88501 руб Расходы на ремонт и техническое обслуживание составляют 2,9% от капитальных вложений Рто =КВ×0,029 (8.15) Рто2500 =1664029×0,029=48257 руб Рто6300 =2528606×0,029=73330 руб Прочие расходы составляют 1% от капитальных вложений Пр =КВ×0,001 (8.16) Пр =1664029×0,001=1664 руб Пр =2528606×0,001=2528 руб Годовые потери электроэнергии в трансформаторах определяются по уравнению (8.17) Где -потери мощности короткого замыкания, кВт =0,12 коэффициент перевода реактивной мощности в активную - реактивные потери мощности короткого замыкания, квар - максимальна нагрузка трансформатора, ква - номинальная мощность трансформатора, ква - потери мощности холостого хода, кВт - потери реактивной мощности холостого хода квар Реактивные потери мощности короткого замыкания определяются (8.18) Реактивные потери мощности холостого хода определяются (8.19) Тогда годовые потери энергии будут Определяем стоимость потерь электроэнергии Сэ =Qпэ ×ТЭ (8.20) Где Тэ =1,95 тариф на электроэнергию, руб Сэ2500 =131743×1,95=256898 руб Сэ6300 =150032×1,95=292563 руб Результаты расчетов сводим в таблицу Таблица 8.5 Элементы эксплуатационных затрат Варианты Трансформатор мощностью 2500ква Трансформатор мощностью 6300ква Амортизационные отчисления, т.руб 58,24 88,50 Расходы на ремонт и техническое обслуживание, т.руб 48,26 73,33 Стоимость потерь электроэнергии, т.руб 256,90 292,56 Прочие расходы, т.руб 1,66 2.53 итого 368,42 459,42 Так как в обоих вариантах работают по два трансформатора, то по условиям надежности электроснабжения варианты равноценные, поэтому выбираем вариант с наименьшими приведенными затратами 10.4Расчитываем приведенные затраты З=КВ×Ен +ЭЗ (8.21) Где Ен =0,10 нормативный коэффициент экономической эффективности ЭЗ – эксплуатационные затраты, руб З2500 =1664029×0,1+368420=534822 руб З6300 =2528606×0,1+459420=712280 руб Определяем суммарную годовую экономию Гэ =(ЭЗ6300 – ЭЗ2500 )+ЭП (8.22) Где ЭП – Экономия потерь, руб Определяем экономию потерь ЭП=Сэ6300 – Сэ2500 (8.23) ЭП=292563 – 256898=35665 руб Тогда суммарная годовая экономия определится как Гэ =(459420 – 368420)+35665=126665 Определяем суммарный годовой экономический эффект Эг =(З6300 - З2500 )+ЭП (8.24) Эг =(712280 – 534822)+35665=213123 Результаты расчетов сводим в таблицу Таблица 8.6 – экономическое обоснование замены трансформаторов Показатель Вариант с трансформаторами мощностью 2500ква Вариант с трансформаторами мощностью 6300ква Капитальные вложения, руб 1664,03 2528.61 Эксплуатационные издержки, руб 368,42 459,42 Стоимость потерь электроэнергии, руб 256,90 292,56 Приведенные затраты, руб 534,82 712,28 Суммарная годовая экономия, руб 126,67 Суммарный годовой экономический эффект, руб 213,12 Таким образом, замена трансформаторов мощностью 6300 кав на трансформаторы мощностью 2500 ква позволит получить ежегодную экономию 126,67 т.руб. 9 Экономическое обоснование целесообразности замены масляных выключателей на вакуумные Замена масляных выключателей на вакуумные на подстанции «Байдарка позволит снизить потери электроэнергии и повысить надежность электроснабжения производственных и сельскохозяйственных потребителей. Экономическая эффективность замены масляных выключателей на вакуумные определяется по следующим показателям: - Капитальные вложения - Годовая экономия - Годовой экономический эффект - Срок окупаемости Расчет для масляных выключателей Капитальные вложения определяем по формуле: (9.1) Где Ц – цена приобретения масляных выключателей, руб. Т – расходу на доставку, руб М – затраты на монтаж и пуско-наладочные работы, руб Цена на один масляный выключатель составляет 95,2 т.руб, их согласно схемы подстанции 15 штук соответственно цена на приобретение масляных выключателей будет: Ц=С×N(9.2) Где С – цена одного масляного выключателя, руб N – число выключателей на подстанции, шт Ц=95,2×15=1428 т.руб Расходы на доставку составляют 12% от стоимости оборудования. Т=Ц×0,12 (9.3) Т=1428×0,12=171,36 т.руб Затраты на монтаж и пуско-наладочные работы с учетом сложности составляют 40% от стоимости оборудования М=Ц×0,4 (9.4) М=1428×0,4=571,2 т. руб По формуле (9.1) определяем капитальные вложения КВ=1428+171,36+571,2=2170,56 т.руб Расчитываем годовой фонд заработной платы ЗП=ТФ+Кдоп +Котч (9.5) Где ТФ – тарифный фонд заработной платы ,руб Кдоп – премиальные составляют 75% Котч – Коэффициент отчислений составляет 26% Тарифный фонд заработной платы определяется ТФ=Чт.с ×ЗТ (9.6) Где Чтс – часовая тарифная ставка, руб/час ЗТ – затраты труда, чел×час Для обслуживания масляного выключателя необходим электромонтер 4 разряда его оклад 4412 рублей Чтс =оклад/176 (9.7) Где 176 – среднее число часов работы в месяц Чтс =4412/176=25 руб/час Затраты труда определяем по формуле ЗТ= у.е. ×18,6 (9.8) Где у.е.=5,4 – переводной коэффициент при обслуживании масляного выключателя [1] 18,6 – трудоемкость обслуживания одной условной единице, чел×час ЗТ=5,4×18,6=100,44 чел×час Тогда тарифный фонд определяется как ТФ=25×100,44=2511 руб По формуле (9.5) определяем фонд заработной платы ЗП=2278×1,75×1,26=5022 руб Расчитываем эксплуатационные затраты ЭЗ=ЗП+Ао +Рто +Пр (9.9) Где Ао – Амортизационные отчисления, руб Рто – расходы на ремонт и техническое обслуживание, руб