Модернизация распределительного устройства 110 кВ главной понизительной подстанции № 2 СКРУ-2 ПАО "Уралкалий"

rech.docx

(1 слайд) Здравствуйте уважаемая комиссия. Тема моего дипломного проекта модернизация распределительного устройства 110 кВ главной понизительной подстанции № 2 СКРУ-2 ПАО «Уралкалий».
(2 слайд) Немного о предприятии. (короткая пауза) Компания «Уралкалий» на долю которой приходится около 20% мирового производства калийных удобрений. Компания вертикально интегрирована и контролирует всю производственную цепочку – от добычи калийной руды до поставок хлористого калия потребителям.
(3 слайд) Морально устаревшее оборудование одна из самых основных причин возникновения аварийных ситуаций на предприятиях которые были возведены десятки лет назад и на сегодняшний день требуют своей модернизации. И «Уралкалий» не исключение
(4 слайд) Поэтому Целью дипломного проектирования является повышение обеспечения надежности электроснабжения электропотребителей первой категории. В мои задачи входили такие основные моменты как анализ схем оборудования расчеты и как основной момент решение проблемы ремонтопригодности оборудования.
(5 слайд) На данном слайде мы видим исходные данные а именно существующую схему. Как видно на схеме по названиям элементов в основном в работе участвует оборудование старого производства. Для реализации цели необходимо выбрать современные аналоги оборудования под замену старых и привести расчеты об их практическом использовании.
(6 слайд) Мною был произведен анализ оборудования и выбраны оптимальные варианты. По проделанным мною расчетам была выявлена излишняя мощность силовых трансформаторов мною было принято решение об их замене. Типы трансформаторов вы можете наблюдать на слайде.
(7 слайд) Так же мои расчеты показали что выгоднее и надежнее использование вакуумных выключателе в замен масленых.
(8 9 10 слайд) Заменил и ограничители перенапряжения разъединители и трансформаторы тока. В повышении надежности тоже играет свою роль.
(11 слайд) Одним из самым эффективным методом экономии электроэнергии является наличие компенсирующего устройства. Мною было выбрано УКРЛ56-63-1350-450 У3 со ступенчатым регулированием. Наличие этого компенсирующего устройства позволяет нам использовать трансформаторы меньшей мощности а значит и меньшие затраты на их обслуживание и потери на холостом ходу.
(12 слайд) Выбор релейно-защитной аппаратуры – один из основных пунктов данного проекта. Кроме основных защит таких как МТЗ дифференциальная ДТЗ газовая и тд. шкаф владеет и рядом преимуществ указанных на слайде.
(13 слайд) Здесь же я выбирал и шкаф оперативного тока так как шкафы релейной защиты требуют наличия независимого питания и не терпят его перебоя. Описание шкафа на слайде.
(14 слайд) Экономические расчеты показывают эффективность данного проекта и его окупаемости за 23 года.
(15 слайд) Мной были проведены необходимые расчеты и выбор оборудования. Которые позволили мне определить самый оптимальный вариант решения проблемы по обеспечению бесперебойного питания оборудования предприятия повысить надежность работы и самое главное обеспечить ремонтопригодность подстанции № 2 СКРУ-2 ПАО «Уралкалий».
(16 слайд) Спасибо за внимание.

схема после.cdw

0.МСА.13.03.02.-2019.00855-01 81 01
Модернизацияраспределительного устройства
кВ главной понизительной подсстанции №2
распределительного устройства 110 кВ главной понизительной подстанции
№2 СКРУ-2 ПАО "Уралкалий". После модернизации

Схема до.cdw

0.МСА.13.03.02.-2019.00855-01 81 01
Модернизацияраспределительного устройства
кВ главной понизительной подсстанции №2
распределительного устройства 110 кВ главной понизительной подстанции
№2 СКРУ-2 ПАО "Уралкалий". До модернизации

ТКЗ.cdw

Точка короткого замыкания
Реактивное сопротивление
Воздушная линия АС-7011
Удельное активное сопротивление
Удельное реактивное сопротивление
Активное сопротивление линии
Реактивное сопротивление линии
ТрансформаорТДН-100001106
Активное сопротивление
Реактор РБСДГ-10-25000
Суммарное активное сопротивление
Суммарное реактивное сопротивление
Полное сопротивление
Результаты расчетов токов короткого замыкания
Модернизацияраспределительного устройства
кВ главной понизительной подсстанции №2
0.МСА.13.03.02.-2019.00855-01 81 01
Результат расчетов токов короткого замыкания
Расчетная схеа токов корткого замыкания

Diplom_v2.docx

Выпускная квалификационная работа посвящена повышению надежности главной понизительной подстанции № 2 1106кВ соликамского калийного рудничного управления ПАО «Уралкалий».
В работе рассмотрены вопросы расчета нагрузок подстанции выбора оборудования и релейной защиты 110 кВ оценки надежности.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ
1 Краткая характеристика предприятия
2 Описание схемы электроснабжения
3 Описание проблемы и постановка задачи
РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ
1 Выбор схемы закрытого распределительного устройства 110 кВ
2 Выбор трансформатора
3 Выбор компенсирующего устройства
4 Выбор выключателей 110 кВ
5 Выбор ограничителя перенапряжения
6 Выбор разъединителя
7 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ
8 Выбор релейной защиты
РАСЧЕТ РЕЖИМОВ И ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
1 Расчет электрических нагрузок поверхностного комплекса
2 Компенсация реактивной мощности
3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
4 Выбор марок и сечения проводов ЛЭП – 110 кВ
5 Расчет аварийных режимов
6 Проверка электрооборудования на стороне 110 кВ с учетом токов короткого замыкания
РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И ПРОТИВОАВРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ
1 Выбор терминалов защиты
2Максимальная токовая защита
3 Дифференциальная токовая защита трансформатора
2 Безопасность жизнедеятельности
3 Экономическая эффективность
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
В современной реальности Российской энергетики одной из первостепенных задач считается поднятие экономической эффективности энергетических объектов и всей энергосистемы в целом. В связи с этим прогрессивная электроэнергетика должна опираться на актуальную техническую основу это в свою очередь требует усовершенствования организации и своевременного управления процессом производства и передачи электроэнергии. Кроме этого необходимо повышать экономическую эффективность отрасли за счет усовершенствования использования имеющегося оборудования и по возможности модернизации устаревшего. Крайне важно постепенно выводить из эксплуатации изношенное устаревшее оборудование и заменять его на современное усовершенствованное. Необходимо уделять и особое внимание моментам связанным с качеством электроэнергии с надежностью доставки ее потребителям.
На главной понизительной подстанции соликамского рудничного управления (СКРУ-2) ПАО «Уралкалий» актуальны проблемы качества бесперебойности и надежности электроснабжения. В большей части эти проблемы возникают из-за физически и морально устаревшего оборудования предприятия. Износ высоковольтного оборудования (воздушные масляные выключатели электромеханическая релейная защита оперативное питание) являются основной причиной сбоев в электроснабжении постоянно растущего непрерывного производства. Ведущими недостатками выше перечисленного оборудования являются низкая ремонтопригодность из-за отсутствия запчастей низкая производительность и не высокий уровень качества выпускаемой продукции периодические простои по причине выхода из строя отдельных узлов оборудования высокие затраты времени на поиск неисправности.
Основная цель проекта снижение числа технологических нарушений и уменьшения количества авариных ситуаций при эксплуатации оборудования главной понизительной подстанции.
Для достижения данной цели необходимо произвести выбор и внедрение в текущую схему электроснабжения главной понизительной подстанции современного оборудования.
Задачи модернизации подстанции 110 кВ:
обеспечить высокую степень надежности за счет комплексной автоматизации методом создания интегрированной системы управления технологическими процессами с подсистемами релейной защиты и автоматики коммерческого учета электроэнергии мониторинга работоспособности оборудования диагностики и управления оборудованием;
усовершенствовать эффективность и качество управления системой электроснабжения;
внедрить современные проектные решения обеспечивающие соответствие всего комплекса показателей подстанций прогрессивному техническому уровню принятому в цивилизованном мире;
обеспечить ремонтопригодность используемого оборудования и конструкций;
добиться экономической эффективности получаемой не только снижением эксплуатационных затрат а также уменьшением простоев технологического оборудования;
выстроить верхний уровень управления путем создания автоматизированной системы управления;
обеспечить безопасные методы эксплуатации электрооборудования и благоприятные условия труда обслуживающего персонала.
ПАО «Уралкалий» – ведущий мировой производитель калия одного из важнейших элементов необходимых для развития всех живых организмов. На долю Компании приходится около 20% мирового производства калийных удобрений. Компания вертикально интегрирована и контролирует всю производственную цепочку – от добычи калийной руды до поставок хлористого калия потребителям.
Для питания электроэнергией СКРУ-2 предназначена ГПП №2 которая представляет собой подстанцию глубокого ввода 110 кВ расположенной на территории предприятия.
СКРУ-2 осуществляет электроснабжение приемников первой и второй категории перебои в электроснабжении которых недопустимы.
Нормальная схема электрических соединений закрытого распределительного устройства (ЗРУ) 110 кВ приведена в графической части лист 1. ЗРУ состоит из 2 рабочих (1-я и 2-я) и обходной секций шин. 1-я и 2-я секция шин считаются рабочими. Обходная секция также находится в работе и служит для высвобождения 1-ой или 2-ой секции шин при осмотре или ремонте. Для этого обходная шина соединена с 1-й и 2-й секциями через обходной масляный выключатель 110 кВ двумя шинными разъединителями со стороны рабочих шин и таким же разъединителем со стороны обходной шины.
В нормальном режиме работы обходной выключатель включен разъединитель 2-ой секции шин отключен. Обходная секция связана также со 2-ой секцией шин секционной перемычкой двумя шинными разъединителями.
- питание подстанции осуществляется по ВЛ-110 кВ;
- на подстанции установлены два силовых трансформатора Т-1 и Т-2 типа ТДН-350001106;
- от трансформатора Т-1 питается 1 секция шин 6кВ от трансформатора Т-2 запитана 2 секция шин 6 кВ;
- на стороне 6 кВ выполнено ЗРУ с секционированной системой шин между секциями шин установлен СМВ-6кВ. Секции шин 6 кВ запитаны через реактор РБСДГ-10×2500-02;
- на стороне 6 кВ установлены трансформаторы тока ТШЛ-10-25005;
- отходящие линии подключены через выключатели типа ВМПЭ-10.
Освещение территории ЗРУ-110кВ и выполнено прожекторами наружной установки размещенными на мачтах освещения. Мачты освещения в количестве 4расположены по периметру территории ЗРУ.
3 Описание проблемы и постановка задачи проектирования
Существующее оборудование исчерпало свой эксплуатационный ресурс вследствие чего часто возникают аварийные ситуации. Перечень неисправностей приведен в таблице 1.
Задачей дипломного проекта является модернизация данной подстанции.
Таблица 1 – Отключения и неисправности
Привод не удерживает выключатель в выключенном положении.
коротка тяга соединяющая рычаг выключателя нагрузки с секторным рычагом привода;
Выключатель не отключается после расцепления защелки с отключающей собачкой привод не отключает выключатель.
Заклинилась отключающая собачка и секторный рычаг из-за неправильной установки привода и увеличилось люфты деталей. Деформировался секторный рычаг.
При подаче напряжения на электромагнит отключения операция отключения не происходит.
Вышла из строя катушка электромагнита отключения
Течь масла из под прокладки изолятора
Не работает электродвигатель заводки пружин привода.
Нарушена работа вспомогательных контактов
Течь масла из масляного буфера; видны подтеки масла
Мощность трансформаторов типа ТДН-35000 кВА в данное время обладают завышенной мощностью необходимой при текущей работе потребителей. Коэффициент загрузки трансформатора составляет Кз=04 для двухтрансформаторных подстанции согласно ПУЭ [13] коэффициент загрузки должен быть не менее 065.
Предлагаемые проектные решения по реконструкции СКРУ-2:
Произвести замену силовых трансформаторов – анализ нагрузок подстанции показывает что установленная мощность силовых трансформаторов не соответствует ныне действующим нагрузкам. Резерв по мощности трансформаторов не предусматривается;
Произвести выбор компенсирующего устройства;
Произвести замену коммутационных аппаратов 110 кВ;
Произвести замену разрядников на ограничители перенапряжения по сторонам 110 кВ;
Произвести модернизацию релейной защиты и автоматики.
В данном разделе произведено краткое описание предприятия ПАО «Уралкалий» и техническое описание объекта модернизации. Приведено описание системы электроснабжения ГПП №2 СКРУ-2 и выполнена постановка задачи проектирования.
РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО РЕКОНСТРУКЦИИ
С момента пуска СКРУ-2 менялись требования к оборудованию на сегодняшний день многие технические решения заложенные при строительстве подстанции не соответствуют современным требованиям к электрооборудованию по надёжности экономичности работы безопасности.
Произведем выбор проектных решений исходя из условий обеспечения максимальной надежности электроснабжения и безопасности эксплуатации электрооборудования с одной стороны и минимальных капитальных вложений и годовых эксплуатационных расходов с другой стороны.
Электроснабжение ЗРУ 110 кВ осуществляется по типовой схеме 110–13Н. Две рабочие и обходная системы шин. Первая и вторая секции шин считаются рабочими. Обходная секция также находится в работе и служит для высвобождения 1-ой или 2-ой секции шин при осмотре или ремонте. Для этого обходная шина соединена с 1-й и 2-й секциями через обходной воздушный выключатель 110 кВ двумя шинными разъединителями со стороны рабочих шин и таким же разъединителем со стороны обходной шины.
Трансформаторы относятся к основному оборудованию подстанции и правильный технически и экономически обоснованный выбор их типа числа и мощности необходим для рационального электроснабжения потребителей электрической энергией.
Выбор трансформаторов заключается в определении их числа типа и номинальной мощности. К основным параметрам трансформатора относятся номинальная мощность напряжение ток; напряжение короткого замыкания; ток холостого хода; потери холостого хода и короткого замыкания.
Необходимые данные для выбора трансформаторов:
Первичное напряжение 110 кВ вторичное напряжение 6 кВ;
Время фактической работы предприятия Т = 8640 ч.
На подстанции установлены два силовых трансформатора Т-1 и Т-2 типа ТДН-350001106 мощность которых избыточна с текущими нагрузками. Решением является замена имеющихся трансформаторов на новые с меньшей номинальной мощностью. Для выбора трансформатора произведем расчет нагрузок предприятия.
Следует добиваться как экономически целесообразного режима работы так и соответствующего резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов причем нагрузка трансформатора в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать естественного сокращения срока его службы.
Прохождение в электрических сетях реактивных токов обуславливает добавочные потери активной мощности в линиях трансформаторах дополнительные потери напряжения требует увеличения номинальной мощности трансформаторов снижает пропускную способность всей системы электроснабжения.
К техническим средствам компенсации относятся следующие виды компенсирующих устройств:
конденсаторные батареи (КБ);
синхронные электродвигатели (СД);
вентильные статические источники реактивной мощности (ИРМ).
Для компенсации реактивной мощности выбираем конденсаторную установку высокого напряжения с автоматическим регулирование мощности типа УКРЛ.
Преимущества установки УКРЛ:
автоматическое регулирование ступеней;
комплектация высоковольтными фильтрами применимыми для защиты от гармонических искажений;
регуляторы реактивной мощности и цифровые анализаторы с дистанционным управлением.
Выключатель коммутационный аппарат предназначенный для оперативных включений и отключений отдельных цепей или электрооборудования в энергосистеме в нормальных или аварийных режимах.
В настоящий момент электроснабжение предприятия осуществляется через масляные выключатели МКП-110.
Таблица 2 – Сравнение выключателей
Номинальное напряжение кВ
Номинальный ток отключения кА
Ресурс по механической стойкости циклов ВО
Выбор выключателей производится по ГОСТ 687 – 78Е с учетом номинального напряжения установки и длительному току.
Ограничители перенапряжения предназначены для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений электрооборудования.
К основным параметрам ограничителя перенапряжения относятся:
наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение;
номинальное напряжение номинальный разрядный ток класс
пропускной способности;
уровни остающихся напряжений при коммутационных и грозовых импульсах;
величина тока срабатывания противовзрывного устройства;
длина пути утечки внешней изоляции.
Выбираем ограничители перенапряжения.
Разъединитель контактный коммутационный аппарат предназначенный для коммутации электрической цепи без тока или с незначительным током который для обеспечения безопасности имеет в отключенном положении изоляционный промежуток (видимый разрыв).
При выборе типа разъединителя обращают внимание на необходимое количество заземляющих ножей и место их установки. Выбор разъединителя зависит также от места его установки (закрытое или открытое РУ).
Разъединители выбирают по следующим параметрам:
по номинальному напряжению установки;
по длительному току;
по количеству заземляющих ножей.
Все оборудование устанавливается на опорных конструкциях с таким расчетом чтобы обслуживающий персонал имел возможность свободного прохода. Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала соблюдается расстояние от пола до нижней кромки фарфора изоляторов не менее 2200 мм.
В РУ-110 кВ используются выносные трансформаторы тока типа ТВЛМ-1106005. Существующие трансформаторы тока морально и физически устарели. По результатам испытаний параметры трансформатора тока не соответствуют паспортным значениям.
При выборе трансформаторы тока следует учитывать номинальный ток ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки трансформатора тока приводит к увеличению погрешностей.
Релейная защита — комплекс устройств предназначенных для быстрого автоматического (при повреждениях) выявления и отделения от электроэнергетической системы повреждённых элементов. В настоящее время релейная защита распределительного устройства 110 кВ реализована на основе аналоговых электромеханических реле.
Современные схемы релейной защиты строятся на базе микропроцессорных блоков защиты. При применении микропроцессорной релейной защиты и автоматики (РЗиА). Ее принципы действия не изменяются при этом расширяются ее функциональные возможности упрощается эксплуатация уменьшаются затраты на обслуживание.
Преимуществами микропроцессорных блоков РЗиА является:
Регистрация процессов;
Для питания цепей управления и сигнализации РЗиА ЗРУ-110 кВ выбираем 2 шкафа оперативного тока ШОТ-01.
Шкаф оперативного постоянного тока предназначен для питания напряжением постоянного тока цепей устройств релейной защиты и автоматики. Питание цепей постоянного тока осуществляется от выпрямительных устройств и от встроенной аккумуляторной батареи. Питание самого шкафа оперативного тока выполнено от двух независимых источников (секций собственных нужд). ШОТ-01 заменяет схемы питания на выпрямленном токе с блоком постоянного тока и напряжения (БПТ и БПН).
9 Вывод по второй главе
В данном разделе произведен выбор проектных решений для реализации реконструкции подстанции СКРУ-2 исходя из условий обеспечения максимальной надежности электроснабжения и безопасности эксплуатации электрооборудования с одной стороны и минимальных капитальных вложений и годовых эксплуатационных расходов с другой стороны.
Электрические нагрузки определяют для выбора и проверки токоведущих элементов (шин кабелей проводов) силовых трансформаторов и преобразователей пропускной способности (нагреву) а также для расчета потерь отклонений и колебаний напряжения выбора защиты и компенсирующих устройств.
Сведения о присоединённой мощности высоковольтных двигателей и силовых трансформаторов приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Перечень электрооборудования
Технические характеристики
Отделение удаления отходов СОФ
Выполним расчет электрических нагрузок для группы потребителей присоединённых к 1 секции шин используя метод коэффициента максимума. Этот метод сводится к расчету максимальных расчетных нагрузок электроприемников.
1.1 Определяем потребляемую оборудованием активную мощность за
где Рном - номинальная мощность кВт
Ки- коэффициент использования
1.2 Рассчитываем tgφ в зависимости от cosφ
где tgφ – коэффициент реактивной мощности
cosφ – коэффициент мощности
1.3 Определяем реактивную мощность потребляемую за смену
где Qсм - потребляемая оборудованием реактивная мощность за смену кВАР
1.4 Определяем суммарную среднюю активную мощность электроприемников по месту присоединения
1.5 Определяем суммарную реактивную мощность за смену
1.6 Определяем суммарную номинальную активную мощность электроприемников на секции шин
1.7 Определяем средневзвешенный коэффициент использования на секции шин
1.8 По средневзвешенному коэффициенту использования на секции шин определяем коэффициент максимума Км
Т.к. коэффициент использования больше 05 но меньше 08 то коэффициент максимума Км равен 095 согласно таблице 3 [5].
1.9 Определяем активную расчетную мощность
где Pp- активная расчетная мощность
Км - коэффициент максимума
1.10 Определяем реактивную расчетную мощность
где Qp- активная расчетная мощность
1.11 Определяем полную расчетную мощность по 1 секции шин
где Sp2- полная расчетная мощность второй секции шин
1.12 Определим расчетный ток на второй секции шин
где – номинальное напряжение линии
Электрическая нагрузка по второй секции шин рассчитывается аналогично результаты расчета сведены в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 – Нагрузка на шинах 6 кВ
Номинальная мощность
Всего по 1 и 2 секции шин
1.13 Определим общую нагрузку по двум секциям шин
1.14 Определим расчетный ток на стороне 6 кВ
Рассчитаем мощность компенсирующего устройства необходимого для поддержания на секциях шин 6 кВ значения tg φ = 04 согласно приказу Минэнерго РФ N 380 от 23 июня 2015 года.
Для каждой секции шин 6 кВ выберем компенсирующее устройство согласно расчету нагрузок.
Пример расчета приведён для 1 секции шин 6 кВ остальные данные сведены в таблицу 3.
2.1 Определяем коэффициент мощности на 1 секции шин 6 кВ
где Pp2- активная расчетная мощность 1 секции шин кВт
Sp2 - полная расчетная мощность 1 секции шин кВА
2.2 Определим tgφ на 1 секции шин
2.3Определим расчетную реактивную мощность компенсирующего устройства из соотношения
где Qку – Расчётная мощность компенсирующего устройства кВАр;
α – коэффициент учитывающий повышение cosφ естественным способом принимается α = 09;
tgφ; tgφк – коэффициенты реактивной мощности до и после компенсации
Для 1 секции выбираем конденсаторною установку типа УКРЛ56-63-1350-450 У3 технические характеристики которой приведены в таблице 4. Для 2 секции шин расчёт выполняется аналогично данные по выбранной конденсаторной установке заносятся в таблицу 4.
Таблица 4 – Технические характеристики конденсаторной установки
Мощность КУ расчетная кВАр
Мощность ступени рег-ния кВАр
УКРЛ56-63-1350-450 У3
УКРЛ56-63-900-450 У3
2.4 После выбора компенсирующего устройства определяется
Данный тип комплектной конденсаторной установки соответствует эксплуатационному значению.
2.6 Определяем полную расчетную мощность 1 секции после компенсации реактивной мощности
где Рр – активная мощность на 1 секции шин кВт;
Qр–реактивная мощность на 1 секции шин кВАр;
Qку–реактивная мощность компенсирующего устройства кВАр.
Повышение cosφ приведет к снижению потерь мощности энергии. Расчетные данные для 1 и 2 секции заносятся в таблицу 5.
Таблица 5 –после внедрения компенсирующего устройства
3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
Перед началом расчета требуется определить категорию электроприемников получающих питание от подстанции. СКРУ-2 осуществляет электроснабжение приемников первой и второй категории. В связи с этим при выборе типа и числа трансформаторов необходимо учитывать надежность электроснабжения и возможность резервирования. Надежность электроснабжения обеспечивается за счет установки на подстанции двух трансформаторов.
3.1 Определим расчетную мощность трансформаторной подстанции:
где Sтп – расчетная мощность трансформаторной подстанции после компенсации реактивной мощности значение берем из таблицы 5 кВА
n – количество трансформаторов
Кз - 045 – 055 коэффициент загрузки трансформаторов для двух трансформаторной подстанции;
В соответствии с полученными данными Sтп находим ближайшее значение 10000 кВА.
Выбираем трансформатор типа ТДН-100001106 трехфазный масляный двухобмоточный трансформатор с РПН. Технические характеристики приведены в таблице 6.
Таблица 6 – Технические характеристики трансформатора ТДН-100001106
Номинальное напряжение обмоток кВ
Схема и группа соединений
3.2 Определим коэффициент загрузки трансформатора:
где bтр - коэффициент загрузки трансформатора
Sр.к. –номинальная мощность трансформатора кВА
Коэффициент загрузки для Т1
Коэффициент загрузки для Т2
Так как категория надежности электроснабжения первая загрузка должна быть не более 075.
3.4 Проверка по аварийному режиму:
kз не более 14 удовлетворяет условию.
4 Выбор марок и сечения проводов
4.1 Определим расчетный ток линии 110 кВ
Значение расчетного тока берем из таблицы 5
Iр=Iр.авар=653 А(3.23)
Для ошиновки выбираем сталеалюминевый провод марки АС – 7011 по условиям отсутствия потерь на корону при номинальном напряжении 110кВ ПУЭ [13 таб.2.5.6]. Допустимый длительный ток для провода АС-7011 равен 265 А согласно ПУЭ [13 таб.1.3.29].
4.2 Определяем фактически допустимую нагрузку на провод [13. п. 1.3.22]
Iдоп.факт = Iдоп k kпер(3.24)
где k =1 поправочный коэффициент при температуре воздуха +250С [13 таб. 1.3.3] ;
kпер = 13 - коэффициент перегрузки проводов из таблицы [3];
Iдоп.факт =265 113 = 3445 А
4.3 Сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение s мм2 определяется из соотношения
где s –сечение проводника мм2
j - нормированное значение экономической плотности тока Амм2 для заданных условий работы принимаем равным 11 по [7 табл. 1.3.36]
Выбранное сечение линии соответствует рекомендованному сечению для напряжения 110 кВ (АС-7011) по условиям отсутствия потерь на корону при номинальном напряжении 110кВ.
Согласно ПУЭ в части минимального сечения проводов допустимых по условиям отсутствия потерь на корону при номинальном напряжении 110кВ провод марки АС-7011 соответствует требованиям.
4.5 Проверка линии на потери напряжения
где ΔU – потери напряжения В;
Ip – расчетный ток линии А;
r – активное сопротивление линии для провода АС-7011 равно 0428 Омкм;
cosφ – коэффициент мощности в конце линии;
По нормам потери в линиях 110 кВ не должны превышать 5% не зависимо от длинны линии.
4.6 Определим потери напряжения в процентах от номинального
Потери напряжения не должны превышать 5% от номинального напряжения Выбранный провод подходит по условиям потерь напряжения.
Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение токов короткого замыкания (КЗ) в сети или элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала.
В ВКР были определены следующие виды КЗ:
Расчет токов короткого замыкания выполняется в соответствии методикой изложенной в ГОСТ Р 52735-2007.
При расчетах токов КЗ для облегчения вычисления принимаются
следующие допущения:
Все источники участвующие в питании рассматриваемой точки К.З. работают одновременно и с номинальной нагрузкой.
Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе.
Расчетное напряжение каждой ступени при расчете максимально возможного тока К.З. принимается на 5 % выше номинального напряжения сети а при расчете минимально возможного тока К.З. равным номинальному напряжению сети.
Сопротивление места К.З. считается равным нулю (К.З. считается металлическим).
Расчёт производится в относительных единицах все величины сравниваются с базисными в качестве которых приняты базисная мощность и базисное напряжение.
В качестве базисного напряжения принимается среднее напряжение той ступени на которой имеет место КЗ (Uб ВН= 115 кВ; Uб НН=63 кВ;). В качестве базисной мощности принимаем мощность Sб=16 МВА.
Для расчета токов К.З. составлена расчетная схема и схеау замещения системы электроснабжения (рисунок 1). Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему на которой указаны все элементы системы электроснабжения и их параметры влияющие на ток К.З. Здесь же укажем точки в которых необходимо определить ток К.З. (см. графическая часть лист 3).
Рисунок 1 – расчетная схема (а) и схема замещения (б)
5.1 Определим сопротивление системы
где Хс – сопротивление системы Ом
Uвн – базисное напряжение кВ
Iкз – максимальный ток кроткого замыкания системы кА
5.2 Определим сопротивление воздушной линии
где rвлхвл - удельное активное и индуктивное сопротивление воздушной линии для провода АС-7011 равно rвл=0428 Омкм xвл=0408 Омкм
lвл - длина воздушной линии 800 м
5.3 Определим сопротивление трансформатора
Активное сопротивление:
где Рк – потери короткого замыкания трансформатора кВт;
Индуктивное сопротивление
где Uk – напряжение короткого замыкания трансформатора %;
Sт.ном. – номинальная мощность трансформатора кВА;
5.4 Индуктивное сопротивление токоограничивающего реактора РБСДГ 10-2500-0.2 берем из технических данных на реактор.
5.5 Активное сопротивление реактора определяем по формуле
где ΔРном –потери активной мощности в фазе реактора при номинальном токе берем из технических данных на реактор Вт ΔРном=16 кВт;
Iном – номинальный ток реактора А;
5.6 Определим сопротивление кабельной линии до точки К3
где х0 - удельное активное и индуктивное сопротивление кабеля СБШВ 3×150 r0= 0122 Омкм х0=0074 Омкм
lк - длина кабеля 1500 м
Rкл=0122×15 = 0183 Ом
Хкл= 0074 15 =0111 Ом
5.7 Определим результирующие активное сопротивления для точки короткого замыкания К1. Сопротивление будет равно сопротивлению воздушной линии.
Rk1= Rвл =0342 Ом(3.34)
5.8 Определим результирующие реактивное сопротивления для точки короткого замыкания К1
где Xс – реактивное сопротивление системы Ом;
Xвл – реактивное сопротивление воздушной линии Ом;
Хк1=443 + 0326 = 475 Ом
5.9 Определим результирующие полное сопротивления для точки короткого замыкания К1
5.10 Определяем ток трехфазного короткого замыкания для точки К1
5.11 Определим токи двухфазного короткого замыкания для точки К1
где I(3)- ток трехфазного короткого замыкания
5.12 Определяем значение ударного тока для точки К1
где Ку – ударный коэффициент определяем по [8 рис.7.4] из соотношения Ку=f(XkRk)
Ik – ток трехфазного короткого замыкания;
5.13 Определяем ударный коэффициент для точек замыкания К1
где Xк – реактивное сопротивление в точке замыкания;
Rк – реактивное сопротивление в точке замыкания;
5.14 Определяем значение ударного тока по формуле 3.49 для точки К1
Для остальных точек сопротивления и токи рассчитываются аналогично все расчётные данные сведены в таблицу 7.
Таблица 7 – Расчетные токи кроткого замыкания
Надежная работа СКРУ-2 может быть обеспечена только тогда когда каждый выбранный аппарат соответствует как условиям номинального режима работы так и условиям работы при коротких замыканиях. Поэтому электрооборудование сначала выбирают по номинальным параметрам а затем осуществляют проверку на действие токов короткого замыкания.
6.1 Проверка вакуумного выключателя 110 кВ
Для подходящих и секционной линий выбран вакуумный выключатель ВБП-110 кВ. Технические характеристики выключателя и условия проверки приведены в таблице 8.
выключатели ВБП-110.
Выключатели проверяют:
– по электродинамической стойкости;
– по термической стойкости.
Таблица 8 – Проверка выключателя ВПБ-110
Номинальное значение
Номинальное напряжение (Uн) кВ
Номинальный ток (Iн) А
Номинальный ток электродинамической стойкости (Iдин) кА
Ток термической стойкости (Iтер) кА
Время протекания тока термической стойкости (tтерм) с
Тепловой импульс кАс
) Проверим выбранный выключатель по условиям электродинамической стойкости
I д.вык ≥ i у.рас (3.41)
) Проверим выключатель по термической стойкости. Для проверки на термическую стойкость при сквозных токах короткого замыкания определяют номинальный и расчётный тепловой импульс.
где ном –номинальный тепловой импульс выключателя который он может выдержать;
расч –расчетный тепловой импульс;
Определим номинальный тепловой импульс выключателя
где I – ток термической стойкости выключателя кА;
t – максимально допустимое время прохождения тока термической стойкости с
Определим расчетный тепловой импульс выключателя
где Iкз – ток трехфазного короткого замыкания кА;
tрз – врем действия релейной защиты принимаем равным 21 с для 110 кВ из справочных данных;
t – собственное время отключения выключателя с
Проверим выполнения условия 3.52
Выбранный выключатель удовлетворяет предъявляемым к нему требованиям.
Проверка остального выбранного оборудования выполняется аналогично.
6.2 Проверка разъединителя 110 кВ
) Проверим выбранные разъединители для ЗРУ 110 кВ. Технические характеристики разъединителя РГ-1101000 и условия проверки приведены в таблице 9.
Таблица 9 – Технические характеристики разъединителя РГ-1101000
Параметры РГ-1101000
6.3 Проверка трансформатора тока 110 кВ
В пункте 3.4.1мы определили расчетный ток по которому выбираем трансформатор тока ТОМ-1103005 технические характеристики и условия проверки приведены в таблице 10
Таблица 10 – Технические характеристики ТОМ-110
7 Вывод по третьей главе
В данном разделе были произведены расчёты нагрузок компенсирующего устройства трансформаторной подстанции воздушной линии рассчитаны токи короткого замыкания и выполнена проверка выбранного оборудования.
Для защиты вводов 110 кВ СКРУ-2 предусматривается защита на базе ШЭ-МТ-081.ШЭ-МТ-081 предназначено для выполнения необходимых функций по защите автоматике управлению и сигнализации вводного выключателя.
Для силовых трансформаторов на СКРУ-2 предусматриваются следующие виды шкаф ШЭ-МТ-023 продольная дифференциальная токовая защита газовая защита силовых трансформаторов. Данные о защищаемом присоединению терминале и виде защит приведены в таблице 11
Таблица 11 – Терминалы защит
Секционный выключатель 110 кВ
2.Максимальная токовая защита
2.1 Определим ток срабатывания МТЗ по условию отстройки от тока вместе установки защиты
где Kотс– коэффициент отстройки от 11 до 12;
Kсзп – коэффициент самозапуска учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска заторможенных двигателей от 11 до 14;
Kв – коэффициент возврата095;
Iр.вн. – расчётный ток трансформатора 525 А значение берем из пункта 3.4.1;
2.2 Определим максимальное первичное значение тока на стороне ВН при КЗ на шинах НН
где Uн – напряжение ВН кВ
Rт и Xт – активное и реактивное сопротивление трансформатора берем из расчета токов КЗ пункт 3.5.4 и 3.5.5
2.3 Определим значение тока в реле при металлическом двухфазном КЗ за трансформатором
3.4 Определим коэффициент чувствительности МТЗ
Коэффициент чувствительности МТЗ согласно ПУЭ должен быть более 15.
3.5 Определим ступень селективности
где tрз - время срабатывания релейной защиты для терминалов может быть принято 03-05 с;
tотк.выкл. - полное время отключения выключателя (интервал времени от момента подачи команды на отключение до момента погасания дуги во всех полюсах выключателя) 005 с;
tзап - необходимое время запаса учитывающее время срабатывания промежуточных реле 01 с.
Уставка максимальной токовой защиты для стороны 110 кВ принимаем 928 А
4 Дифференциальная токовая защита трансформатора
Принцип действия продольной дифференциальной токовой защиты представлен на рисунке 2.
Рисунок 2 – Принцип действия дифференциальной защиты
а) Нормальный режим работы б) КЗ в зоне действия защиты
4.1 Определим коэффициент выравнивания на стороне 110 кВ
где Iтт.вн - номинальный ток трансформатора тока по стороне ВН;
Iтрвн –Номинальный ток трансформатора по ВН А
4.2 Определим коэффициент выравнивания на стороне 6 кВ
где Iтт.нн - номинальный ток трансформатора тока по стороне НН;
Iтрнн –Номинальный ток трансформатора по ВН А
4.3 Определим номинальный ток трансформатора по низкой стороне
где – расчётная полная нагрузка кВА;
– номинальное напряжение линии
4.4 Определяем коэффициент выравнивания на стороне НН
4.5 Определим уставки по току
где I2ном – номинальный ток вторичной обмотки ТТ;
Kсх – коэффициент схемы;
4.6 Определим дифференциальный ток срабатывания
Уставку ДТЗ трансформатора для стороны 110 кВ принимаем 714 А
Расчётные данные уставок РЗиА заносим в таблицу 12
Таблица 12 – уставки РЗиА
Для защиты силовых трансформаторов подстанции СКРУ-2 был произведен расчет уставок для шкафа ШЭ-МТ-023 и ШЭ-МТ-081.
4 Вывод по четвертой главе
В данном разделе выполнен расчет уставок релейной защиты вводов 110 кВ секционного выключателя трансформатора.
Количественно надежность можно определить как вероятность того что объект (элемент устройство система) будет в полном объеме выполнять свои функции в течение заданного промежутка времени при заданных условиях работы.
Был произведен анализ расчет надежности функционирования подстанции и системы электроснабжения в соответствии с методикой изложенной в [11]. В частности был проведен расчет показателей надежности системы без учета восстановления элементов системы с учетом восстановления элементов системы с учетом условий возможного отказа шин; были рассчитаны коэффициенты готовности простоя относительные коэффициенты простоя коэффициенты технического использования а также рассчитаны показатели надежности с учетом преднамеренных отключений.
Таблица 13 – Результаты модернизации
Силовой трансформатор
Компенсирующее устройство
Ограничители перенапряжения
Система электроснабжения ГПП №2 СКРУ-2 по всем показателям соответствует и считается надежной.
2 Безопасность жизнедеятельности
Согласно карте аттестации рабочего места по условиям труда электромонтера по оперативным переключениям уровень факторов составляет:
электромагнитное поле 50 Гц (ЭМП) - 2 класс условий труда;
микроклимат (теплый период)- 2 класс условий труда;
микроклимат (холодный период)- 2 класс условий труда;
освещенность - 2 класс условий труда;
тяжесть труда - 2 класс условий труда;
напряженность труда - 2 класс условий труда;
травмобезопасность - 2 класс (допустимый) соответствует нормативным правовым актам по охране труда.
Рабочее место электромонтера по оперативным переключениям в распределительных сетях аттестовано. Класс условий труда – 2 соответствует допустимым условиям т.е. безопасным.
Безопасные условия труда - совокупность факторов производственной среды и трудового процесса оказывающих влияние на работоспособность и здоровье работника при которой воздействие на работающих вредных или опасных производственных факторов исключено либо уровни их воздействия не превышают установленные нормативы.
)Организационные мероприятия обеспечивающие безопасность работ в электроустановках
Организационными мероприятиями обеспечивающими безопасность работы в электроустановках являются:
оформление работы нарядом-допуском распоряжением или перечнем работ выполняемых в процессе текущей эксплуатации;
надзор во время работы
оформление перерыва в работе переводов на другое рабочее место окончание работы.
) Технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ в электроустановках
Работы в электроустановках в отношении мер безопасности подразделяются на выполняемые:
со снятием напряжения;
без снятия напряжения на токоведущих частях и вблизи них;
без снятия напряжения вдали от токоведущих частей находящихся под напряжением.
Для безопасности персонала на подстанции предусмотрено заземляющее устройство. Заземляющие устройства и защитные проводники должны удовлетворять требованиям ГОСТ Р 50571.5.54 – 2013. Все открытые токоведущие части установленного силового оборудования предусматривают наличие сетчатых или смешанных ограждений.
Для защиты от прохождения тока через тело человека служат электрозащитные средства: диэлектрические перчатки боты галоши ковры подставки накладки колпаки переносные и стационарные заземляющие устройства изолирующие штанги и клещи указатели напряжения оградительные устройства плакаты и знаки безопасности.
Для предотвращения загрязнения окружающей территории при аварийном сбросе трансформаторного масла и предотвращения распространения пожара - предусмотрено сооружение маслоприемника рассчитанного на 100% задержания масла из одного трансформатора.
Срок окупаемости — это минимальный временной интервал (измеряемый в месяцах или годах) от начала осуществления проекта за который инвестиционные затраты покрываются чистыми денежными поступлениям от проекта.
Таким образом расчет срока окупаемости строится на прогнозировании чистых денежных потоков первых нескольких лет и сравнении накопленной величины отдачи с инвестиционными затратами.
Был произведен расчет срока окупаемости проекта модернизации ГПП№2 СКРУ-2 в соответствии с методикой. По результатам расчета был построен график (рисунок 1) по которому видно что срок окупаемости составит 23 года что говорит о высокой эффективности проекта (менее 5 лет).
Рисунок 3 – срок окупаемости проекта
3 Вывод по пятой главе
В данном разделе был произведен анализ надежности функционирования подстанции и системы электроснабжения. Были описаны условия труда организационные и технические мероприятия обеспечивающие безопасность работ. Определены сроки окупаемости проекта – 23 года.
В данной работе была рассмотрена и предложена модернизация главной понизительной подстанции СКРУ 2.
В дипломном проекте произведено описание предприятия ПАО «Уралкалий» и краткая характеристика его системы электроснабжения. Приведено описание системы электроснабжения ГПП№2 СКРУ-2 и выполнена постановка задачи проектирования.
Произведен расчет электрических нагрузок на основании которого был сделан вывод о том что необходимо предусмотреть централизованную компенсацию реактивной мощности для повышения значения коэффициента мощности сети.
Выполнен выбор устройств компенсации реактивной мощности. Произведен расчет и выбор силовых трансформаторов. Произведен выбор сечения и проверка по потерям напряжения воздушной линии 110 кВ.
Выполнен расчет токов короткого замыкания на основании которого была выполнена проверка выбранной коммутационной аппаратуры 110 кВ по условиям динамической и термической стойкости к токам короткого замыкания.
Произведен выбор микропроцессорных терминалов защиты и расчет уставок релейной защиты.
Произведен анализ и оценка надежности системы электроснабжения ГПП№2 СКРУ-2 после внедрения проекта модернизации.
Определен срок окупаемости проекта модернизации подстанции СКРУ-2 срок окупаемости составляет 23 года что говорит о высокой эффективности проекта (менее 5 лет).
Справочник по проектированию электроснабжения. Под редакцией Барыбина Ю.Г. Фёдорова Л.Е. Зименкова М.Г. и Смирнова А.Г. М.: Энергоатомиздат 1990.
Каталог Минского электротехнического завода им. Козлова.
Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов. – М.: Издательство «Мастерство» 2001.-320 с.
Князевский Б.А. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. М.: Высшая школа 1986.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Под редакцией Овчаренко А.С. и др. Киев. Техника 1985.
Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М.: Высшая школа 1991.
Фёдоров А.А. Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат 1987.
Коновалова Л.Л. Рожкова Л.Д. “Электроснабжение промышленных предприятий и установок” – М.: Энергоатомиздат 1989г.-528с.;
Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. Под редакцией Барыбина Ю.Г. Фёдорова Л.Е. Зименкова М.Г. и Смирнова А.Г. М.: Энергоатомиздат 1991.
Фёдоров А.А. Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат 1984.
Гук Ю.Б. Расчет надежности схем электроснабженияЛ. Энергоатомиздат 1990 г.
Правила безопасности при работе с грузоподъёмными механизмами и приспособлениями. М.: Энергоатомиздат 1986.
Правила устройства электроустановок.–СПб.: Издательство ДЕАН 2001г.