kush-01 / УМП сети 1

При возможности получения электроэнергии от источника питания при двух и более напряжениях выбирается рациональное (оптимальное) напряжение на основе технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения при различных напряжениях. Для этого выполняется техникоэкономический расчёт. В результате расчёта определяются приведённые к одному году затраты по каждому варианту сравниваемых напряжений. Пример выполнения такого расчёта приведён в [4, с. 154—155] . При равенстве приведённых затрат или при небольших экономических преимуществах (5—10 %) варианта с низким напряжением предпочтение следует отдавать варианту с более высоким напряжением. Если напряжение сети внешнего электроснабжения задано, то рациональное напряжение не определяют. Рассмотрим некоторые рекомендации, необходимые для выбора напряжения сети внешнего электроснабжения [7, с. 108].

Для внешнего электроснабжения малых и средних по мощности предприятий при их небольшой удалённости от источника питания (не более 5—10 км) применяются напряжения 10 и 6 кВ. Напряжение 10 кВ является более экономичным по сравнению с напряжением 6 кВ, а поэтому в большинстве случаев является более предпочтительным. Напряжение 6 кВ допускается применять только в тех случаях, если на предприятии преобладают приёмники электроэнергии с номинальным напряжением 6 кВ или когда значительная часть нагрузки предприятия питается от собственной электростанции с генераторами напряжением 6 кВ.

Напряжение 35 кВ имеет экономические преимущества при передаваемой мощности не более 10 МВ А. Оно применяется для электроснабжения удалённых от источника питания предприятий средней мощности, если распределительные сети этих предприятий выполняются напряжением 10 (6) кВ. В некоторых случаях напряжение 35 кВ применяется для схемы глубокого ввода. Однако в настоящее время при проектировании систем электроснабжения предприятий рекомендуется применять питающие сети напряжением 110 кВ вместо сетей 35 кВ [5, с. 32].

Напряжение 110 кВ целесообразно применять для электроснабжения удалённых предприятий мощностью 10—150 МВ А. Оно находит самое широкое применение в качестве питающего напряжения на средних по мощности предприятиях и в качестве распределительного по схеме глубокого ввода на предприятиях большой мощности.

Напряжение 220 кВ применяется для питания крупных энергоёмких промышленных предприятий.

1.4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ЦЕХОВЫХ ТП

Выбор числа, мощности и типа силовых трансформаторов для питания нагрузок цеха (корпуса, отделения) производится на основании техникоэкономических расчётов по следующей общей схеме.

11

1.Определяется число трансформаторов на ТП, исходя из обеспечения надёжности электроснабжения с учётом категории потребителей электро-

энергии [4, c. 221—222].

2.Намечаются возможные варианты номинальной мощности выбираемых трансформаторов с учётом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в послеаварийном режиме, выполняется технический расчёт.

3.Выполняется экономический расчёт, по результатам которого определяется экономически целесообразное решение из намеченных вариантов для данных конкретных условий.

Если на ТП по условиям резервирования питания потребителей необходима установка более чем одного трансформатора, то нужно стремиться, чтобы число трансформаторов на подстанции не превышало двух. Это условие позволяет решить вопрос о числе подстанций.

В курсовой работе технико-экономические расчёты не предусматриваются. Количество и мощность трансформаторов на цеховых ТП (ЦТП) определяются на основании категорийности и суммарной расчётной мощности электроприёмников каждого цеха, а также рациональной загрузки трансформаторов в нормальном режиме и необходимого резервирования в послеаварийном режиме.

Однотрансформаторные ЦТП применяются для электроснабжения потребителей III категории при наличии на предприятии централизованного (складского) резерва трансформаторов. Они допустимы также для питания потребителей II категории или при наличии небольшого количества (до 20 %) потребителей I категории при резервировании, осуществляемом по линиям низшего напряжения («перемычкам») от соседних ТП.

Двухтрансформаторные ЦТП применяются при преобладании в цехе (корпусе) потребителей I и II категорий. Кроме того, они применяются для

цехов с высокой удельной плотностью нагрузок (выше 0,5—0,7 кВ А/м2), а также при наличии в цехе крупных сосредоточенных нагрузок или при неравномерном суточном (или годовом) графике нагрузок.

ЦТП с количеством трансформаторов более двух применяются только при надлежащем обосновании.

В соответствии с ГОСТ 14209—85 цеховые трансформаторы имеют сле-

дующие номинальные мощности: 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500 кВ А. Наиболее широко на предприятиях малой и средней мощности применяются трансформаторы мощностью 400, 630, 1000 кВ А.

При плотности нагрузки до 0,2 кВ А/м2 и напряжении 380 В рекомендуется применять трансформаторы мощностью до 1000 кВ А включительно, при плотностях 0,2—0,3 кВ А/м2 — мощностью 1600 кВ А, при плотностях более 0,3 кВ А/м2 — мощностью 1600 или 2500 кВ А.

Для удобства эксплуатации системы электроснабжения предприятия следует стремиться к однотипным трансформаторам ЦТП и использовать не

12

более 2—3 стандартных мощностей. Это позволяет сократить складские резервы и облегчает замену повреждённых трансформаторов.

Номинальная мощность трансформаторов Sном.т, кВ А, определяется по средней нагрузке Sср.м цеха за максимально загруженную смену по следующей формуле [1]

где N — число трансформаторов;

Kз — коэффициент загрузки трансформатора; при преобладании нагрузок I и II категории коэффициент загрузки принимается равным 0,7; при нагрузках III категории коэффициент равен 0,9—0,95.

Так как графики нагрузок цехов не заданы, то мощность трансформаторов ЦТП выбирается по расчетной максимальной нагрузке Sр(НН) на шинах НН (0,4 кВ) этих ТП.

Мощность трансформаторов двухтрансформаторной ЦТП принимается исходя из условия, что оба трансформатора загружены постоянно, но не на полную мощность (коэффициент загрузки 0,7). Предполагается, что в случае выхода из строя одного трансформатора ЦТП, другой примет на себя всю нагрузку, не перегружаясь более чем на 40 % (коэффициент аварийной перегрузки Kп.а = 1,4). Это соответствует условию

Sт = Sр(НН) / N·Kз = Sр(НН)/2·0,7 = Sр(НН) / 1,4 ,

где Sт — расчетная полная мощность одного трансформатора, кВ А.

Для однотрансформаторной ЦТП, если по графику нагрузки цеха не ожидаются резкие перегрузки, мощность трансформатора Sт , кВ А, равна

Sт = Sр(НН) / Kз, где Kз принимается 0,9—0,95.

При ожидаемых перегрузках мощность трансформатора выбирается с запасом. По таблице 6.51 [2] выбираются тип и номинальная мощность трансформаторов каждой цеховой ТП так, чтобы Sном.т Sт. Результаты выбора трансформаторов цеховых ТП оформляются в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Выбор трансформаторов цеховыхТП

Технические характеристики выбранных трансформаторов оформляются в виде табл. 1.3.

13

Qр (ВН) — суммарная расчетная реактивная мощность на шинах ВН всех цеховых ТП, квар.

Так как на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них, кВ А, определяется по условию [1, c. 85]

Sном.т Sр /2·0,7.

В аварийных условиях оставшийся в работе трансформатор должен быть проверен на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей III категории надежности. Условие проверки:

1,4·Sном.т Sр.

По табл. 6.47 [2] выбирается тип и номинальная мощность трансформаторов ГПП, выписываются технические характеристики в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Характеристики выбранных трансформаторов ГПП

Трансформаторы напряжением 35 кВ и выше изготавливаются только с масляным охлаждением и обычно устанавливаются на открытом воздухе. При питающем напряжении 110 кВ основное применение на ГПП средних предприятий находят двухобмоточные трансформаторы мощностью от 2,5 до

25 МВ А.

Пример. Выбрать число и мощность трансформаторов ГПП, если известно, что расчетная нагрузка предприятия составляет 16600 кВ А. Расчетная мощность потребителей I

иII категорий надежности составляет 75 % расчетной мощности предприятия.

Ре ш е н и е

1.Учитывая наличие потребителей I и II категорий надежности, принимаем к установке два трансформатора. Номинальную мощность трансформаторов определяем по условию

Sном.т Sр / 2·0,7 = 16600 / 2·0,7 = 11851 кВ А.

Принимаем к установке трансформаторы с номинальной мощностью 10000 кВ А. 2. Проверяем перегрузочную способность трансформаторов по условию

1,4Sном.т Sр. Условие не выполняется, так как 1,4·10000 16600.

Однако потребители III категории по условию составляют 25 % и в аварийном режиме их можно отключить. В этом случае перегрузка трансформатора составит

Kп.ав = (16600 – 0,25·16600) / 10000 = 1,3.

Такая перегрузка трансформатора допустима в течение 5 суток с продолжительностью по 6 часов в сутки (если приняты меры по усилению охлаждения трансформатора), так как начальная загрузка трансформатора составляла

Kз1 = Sр / 2·Sном.т = 16600 / 2·10000 = 0,83 0,93,

где 0,93 — коэффициент максимальной загрузки трансформаторов до аварийной пере-

грузки [8, с. 27].

16

1.6. ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ГПП

Выбор схемы электрических соединений ГПП — важнейший этап при проектировании электрической части ГПП, требующий глубокой проработки и подробного обоснования при решении этого вопроса. В курсовой работе по электрическим сетям задача состоит в том, чтобы, учитывая основные требования к схемам подстанций (без детального их обоснования) и принципы построения этих схем, выбрать схему ГПП используя типовые схемы РУ 35—220 кВ и РУ 10(6) кВ.

К схемам электрических соединений электростанций и подстанций, в том числе и ГПП, предъявляется ряд требований, важнейшими из которых являются: надёжность схемы; приспособленность к проведению ремонтных работ (ремонтопригодность); оперативная гибкость; удобство в эксплуатации; экономичность.

Надёжность схемы должна соответствовать категории потребителей, присоединяемых к ГПП. Она обеспечивается комплексом мероприятий: правильным выбором схемы ГПП; резервированием; применением высококачественного электрооборудования, необходимых устройств защиты и автоматики и т.п.

Ремонтопригодность схемы определяется возможностью последовательного вывода в ремонт её отдельных элементов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей.

Оперативная гибкость схемы определяется её приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений. Она оценивается количеством оперативных переключений, связанных с изменением нормального режима работы, сложностью и временем их производства. Схема должна быть простой и наглядной, обеспечивать производство переключений при минимальном числе операций.

Экономичность схемы определяется технико-экономическим расчетом путем сравнения различных вариантов по капитальным затратам на строительство ГПП и расходам на её эксплуатацию.

Схема ГПП должна разрабатываться исходя из следующих основных положений (принципов): применения простейших схем с минимальным количеством выключателей высокого напряжения; преимущественного применения одной системы сборных шин с разделением её на части (секции); применения, как правило, раздельной работы трансформаторов; применения блочных схем и, в разумных пределах, автоматики. На выводах вторичного напряжения трансформаторов ГПП, как правило, следует устанавливать высоковольтные выключатели для защиты трансформаторов и автоматического включения резерва. При необходимости уменьшения токов короткого замыкания (КЗ) в сетях 10(6) кВ в первую очередь следует применять трансформаторы с расщеплёнными вторичными обмотками.

При выборе схемы ГПП необходимо учитывать также ряд других факторов: расчетную мощность предприятия; схемы и напряжения присоединяе-

17

мых электрических сетей; перспективы развития подстанции; климатические условия; загрязнённость окружающей среды и др.

Наиболее простыми и экономичными являются ГПП с упрощёнными схемами РУ высшего напряжения. РУ 35—220 кВ таких подстанций выполняется по схеме блоков питающая линия — трансформатор, без сборных шин, с минимальным количеством коммутационных аппаратов, а вместо дорогостоящих высоковольтных выключателей, как правило, используются более простые электрические аппараты (разъединители, отделители, короткозамыкатели).

На ГПП с двумя трансформаторами применяется схема двух блоков. Если между блоками для большей гибкости схемы имеется перемычка («мостик»), то подстанция выполнена по схеме «мостика». В перемычке устанавливаются: два разъединителя, или разъединитель и отделитель двухстороннего действия, или высоковольтный выключатель с двумя разъединителями.

Установка выключателей на стороне высшего напряжения (ВН) трансформаторов ГПП считается не целесообразной, так как отключить трансформатор (при выводе в ремонт) можно выключателем на РТП и разъединителем со стороны ВН трансформатора. Большинство трансформаторов ГПП, после снятия с них нагрузки выключателем на вторичном напряжении 10(6) кВ, можно отключить разъединителем или отделителем со стороны ВН без отключения выключателя на РТП.

Схемы ГПП со сборными шинами и выключателями на стороне ВН применяются в тех случаях, когда невозможно применение блочных схем (например, когда число линий больше числа трансформаторов).

Выбор схемы ГПП, как правило, производится с использованием типовых схем РУ высшего и низшего напряжений. На рис. 1.4, 1.5, 1.6 приведены некоторые типовые упрощенные схемы РУ 110(220) кВ и РУ 10(6) кВ, применяемые в схемах ГПП промышленных предприятий.

Наиболее рациональными и надежными считаются схемы ГПП с применением на высшем напряжении короткозамыкателей (рис. 1.4, а, б; 1.5, а, б). При повреждении трансформатора срабатывает его защита, которая подаёт импульс на включение короткозамыкателя. Короткозамыкатель включается, создаётся искусственное короткое замыкание (КЗ), что приводит в действие защиту питающей линии. Выключатель на РТП отключает линию вместе с трансформатором ГПП.

В схеме «мостика» на двух разъединителях (рис. 1.5, а) один из них отключен, и в нормальном режиме линии и трансформаторы работают по схеме двух блоков. При повреждении одной линии срабатывает её защита, которая отключает выключатель этой линии на РТП. С помощью разъединителя линия отключается на стороне ВН трансформатора. Включением разъединителя в перемычке можно осуществить питание двух трансформаторов по одной оставшейся линии. Очевидным недостатком такой схемы является использование разъединителей в качестве коммутационных аппаратов.

18

Восстановление питания трансформатора после повреждения его линии можно осуществить автоматически. Для этого в перемычке вместо одного из разъединителей и в цепи каждого трансформатора (рис. 1.5, б) устанавливаются отделители двухстороннего действия. Отделитель в перемычке нормально отключен. При повреждении одной из питающих линий под действием защиты отключается её выключатель на РТП. Теряет питание трансформатор, подключенный к этой линии. Устройство автоматики отключает выключатель на вторичной стороне и отделитель на первичной стороне трансформатора, а затем включает отделитель в перемычке и после этого выключатель на вторичной стороне этого трансформатора. Питание трансформатора восстанавливается по исправной линии. При восстановлении напряжения на своей линии автоматически переводится питание трансформатора на эту линию.

Рассмотренные схемы «мостиков» практически не повышают надёжность электроснабжения ответственных потребителей ГПП по сравнению со схемами, включающими в себя два блока. Как при схеме «мостика», так и при схеме с двумя блоками устройство автоматического включения резерва (АВР) на вторичной стороне ГПП автоматически восстанавливает питание этих потребителей. Однако такие схемы позволяют присоединить оба трансформатора ГПП к одной питающей линии. Кроме того, они дают возможность сохранить в работе трансформатор при устойчивом повреждении на его линии, совпадающем по времени с ревизией второго трансформатора, питавшегося по другой линии. Следует избегать применения этих схем в районах с загрязнённой средой.

Схема РУ 110(220) кВ, показанная на рис. 1.4, в, содержит два блока и высоковольтные выключатели на первичной стороне трансформаторов. Она имеет ограниченное применение и должна обосновываться в каждом отдельном случае [7].

Схема, показанная на рис. 1.5, в, может быть применена на ГПП, которая в перспективе будет развиваться в подстанцию со сборными шинами на стороне ВН.

Схемы ГПП с выключателями на высшем напряжении применяются редко, так как капитальные затраты при этом на 70—75 % выше, чем при схемах с отделителями и короткозамыкателями. Обоснования для применения выключателей на первичной стороне ГПП (ПГВ) приведены в [7].

В РУ 10(6) кВ на вторичной стороне ГПП наиболее широко применяется схема с одной секционированной системой сборных шин (рис. 1.6). Число секций обычно не превышает двух. Такие же схемы применяются в РУ 110 (220) кВ ГПП в тех случаях, когда нельзя применить блочные схемы без сборных шин.

Одиночная секционированная система сборных шин отличается от других простотой, наглядностью, экономичностью и достаточно высокой надёжностью.

19