Собственные нужды подстанции реферат
Обновлено: 02.07.2024
комплекс вспомогательного электрического оборудования электростанции (См. Электростанция), обеспечивающего бесперебойную работу её основных агрегатов (паровых котлов (См. Паровой котёл), Турбогенераторов, ядерных реакторов (См. Ядерный реактор) или гидротурбин (См. Гидротурбина)). В состав С. н. э. входят: силовая и осветительная электросети станции, аккумуляторные установки, аварийные источники электропитания, электродвигатели всех механизмов — насосов (водяных, нефтяных, масляных и т.д.), вентиляторов, а на наиболее распространённых тепловых электростанциях (См. Тепловая электростанция) — также механизмов разгрузки железнодорожных вагонов, подачи топлива, угледробления и пылеприготовления.
Электроприёмники С. н. э. подразделяют на группы в соответствии с требованиями бесперебойной работы. К группе наиболее ответственных (HO) относят электроприёмники, выход из строя которых приводит к нарушению нормального режима работы станции или к аварии. На ТЭС это — электродвигатели питательных насосов паровых котлов, на АЭС — системы управления и защиты реактора, механизмы расхолаживания реактора, на ГЭС — механизмы, обеспечивающие циркуляцию масла и воды в системах смазки и охлаждения, механизмы закрытия дроссельных затворов напорных трубопроводов. Организация работы HO электроприёмников предусматривает их надёжное Резервирование, обеспечивающее высокую надёжность устройств С. н. э. Затраты электроэнергии на работу С. н. э. составляют (в % от общего кол-ва электроэнергии, вырабатываемой станцией) от 0,2 на ГЭС большой мощности до 12 на АЭС с. газовым теплоносителем.
Лит.: Баптиданов Л. Н., Тарасов В. И., Электрооборудование электрических станций и подстанций, 3 изд., т. 1–2, М. — Л., 1959—60; Электротехнический справочник, 4 изд., т. 2, кн. 1, М., 1972.
Большая советская энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия . 1969—1978 .
Полезное
Смотреть что такое "Собственные нужды электростанции" в других словарях:
собственные нужды электростанции — 20 собственные нужды электростанции [подстанции]; СН Совокупность вспомогательных устройств и относящейся к ним электрической части, обеспечивающая работу электростанции [подстанции] 602 02 30* de Hilfsaggregate en common auxiliaries fr… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
собственные нужды электростанции (подстанции) — Совокупность вспомогательных устройств и относящейся к ним электрической части, обеспечивающая работу электростанции (подстанции). [ГОСТ 24291 90] EN common auxiliaries a group of auxiliary equipment which is common to the unit and the power… … Справочник технического переводчика
собственные нужды электростанции (подстанции) СН — 3.30 собственные нужды электростанции (подстанции) СН: Совокупность вспомогательных установок и относящейся к ним электрической части, обеспечивающих работу электростанции (подстанции). Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Собственные нужды электростанции (подстанции) (СН) — English: Common auxiliaries Совокупность вспомогательных устройств и относящейся к ним электрической части, обеспечивающая работу электростанции (подстанции) (по ГОСТ 24291 90) Источник: Термины и определения в электроэнергетике. Справочник … Строительный словарь
использование энергии на собственные нужды электростанции — — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN plant use … Справочник технического переводчика
общие затраты электроэнергии на собственные нужды электростанции — — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN auxiliaries combined rating … Справочник технического переводчика
потребление (электроэнергии) на собственные нужды электростанции — — [Я.Н.Лугинский, М.С.Фези Жилинская, Ю.С.Кабиров. Англо русский словарь по электротехнике и электроэнергетике, Москва, 1999 г.] Тематики электротехника, основные понятия EN power plant consumption … Справочник технического переводчика
расход электроэнергии на собственные нужды электростанции — — [Я.Н.Лугинский, М.С.Фези Жилинская, Ю.С.Кабиров. Англо русский словарь по электротехнике и электроэнергетике, Москва, 1999 г.] Тематики электротехника, основные понятия EN plant use … Справочник технического переводчика
расход энергии на собственные нужды электростанции — — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN auxiliary power … Справочник технического переводчика
сброс нагрузки на собственные нужды электростанции — — [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN load rejection to station auxiliary power requirements … Справочник технического переводчика
Приемники собственных нужд подразделяются на три категории:
а) основные, постоянно включенные в сеть;
б) приемники, включенные в зависимости от сезонных условий (от температуры окружающего воздуха);
в) ремонтные, как правило, передвижные, подключаемые временно в периоды ревизий и ремонтов оборудования. Данные по нагрузкам собственных нужд сведены в таблицу 2.5.
Данные по нагрузкам собственных нужд
Полная расчётная мощность подстанции будет равна :
На трансформаторных ПС 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (kП=1,4) при выполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов [5].
При двух ТСН эксплуатация их может осуществиться двумя способами:
1) один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд (СН), а второй находится в автоматическом резерве;
2) оба трансформатора работают совместно, питая каждый 50…60% нагрузки СН, присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения. На межсекционном аппарате имеется схема автоматического ввода резерва (АВР).
К установке принимаем второй вариант эксплуатации ТСН.
Нагрузка СН переменного тока по данным таблицы 2.5 составляет 84.34 кВ.А. Нагрузка на один ТСН определяется по формуле:
(2.7)
где kодн – коэффициент одновременности, kодн=0,7.
.
Для ТСН необходимо иметь резерв, поэтому номинальная мощность ТСН с учетом допустимой перегрузки должна составить:
(2.8)
Соответственно выбираем два трансформатора мощностью 100 кВ.А марки ТМ-100/10.
Панели щитов СН в количестве пяти штук установлены в ОПУ.
Наличие на проектируемой ПС сложных защит, автоматики и телемеханики, обуславливает применение постоянного оперативного тока. Устанавливаем свинцово-кислотные аккумуляторные батареи напряжением 220 В марки СК-5.
Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда, определяется по формуле [6]:
(2.9)
где - число основных элементов в батарее;
- напряжение на шинах, ;
- напряжение на элементе в режиме подзаряда, .
Аккумуляторная батарея СК-5 состоит из 108 элементов. Устанавливаем аккумуляторные батареи в специальном помещении ОПУ.
ТСН подключаем к сборным шинам КРУН 10 кВ через вакуумный выключатель.
Таблица2.6 Технические данные ТСН
Sном, кВА
2.4 Построение годового графика нагрузок подстанции
На рис.2 построен годовой график по продолжительности, результаты расчёта находятся в таблице 2.7.
Годовой график нагрузок по продолжительности
| Мощность | Интервал времени, час | ||
| 0 – 2402 | 2402 – 4945 | 4945 – 8760 | |
| P, МВт | 13.76 | 11.8 | 10.3 |
| S, МВА | 11.87 | 10.2 | 8.91 |
Годовой график нагрузок по продолжительности МВА, S
16
14
12
S
10
P
8
6
4
2
0 2402 4945 8760 час
2.5 Расчёт средней нагрузки и коэффициента заполнения графика
Среднюю нагрузку определим по данным годового графика:
где Wгод - полная потребляемая энергия за год ;
Sср=102353.42 / 8760 = 11.684 [МВА];
Коэффициент заполнения графика:
Время использования максимальной активной нагрузки за год:
Наибольшее время работы в году с максимальной нагрузкой определим по формуле из [3, стр.11]:
На электростанциях и подстанциях 35-220 кВ и более для питания электроэнергией вспомогательных приборов, агрегатов и прочих потребителей собственных нужд (с. н.) используют разветвленные системы электрических соединений. Они обеспечивают нормальное функционирование подстанций, гарантируя бесперебойное электроснабжение ответственных потребителей оперативным переменным, постоянным током. Обесточенные устройств С. Н. может привести к полному погашению подстанции, либо стать причиной развития серьезных проблем в будущем при её восстановлении, вводе в работу.
Потребители собственных нужд (СН) подстанций
Состав электроприемников СН определяется исходя из типа подстанции, мощности устройств, используемого топлива и пр.
В общем случае к потребителям собственных нужд относят:
— системы и механизмы охлаждения силовых трансформаторов (автотрансформаторов);
— приспособления, необходимые для регулирования напряжения силового трансформатора под нагрузкой;
— оперативные цепи выпрямленного постоянного, переменного тока;
— зарядные, подзарядные агрегаты для аккумуляторных батарей;
— устройства связи, сигнализации и телемеханики;
— все виды освещения: аварийное, наружное, внутреннее, охранное;
— узлы и детали систем смазки подшипников СК;
— насосные агрегаты, обеспечивающие работу систем пожаротушения, технического и хозяйственного водоснабжения;
— системы автоматики и компрессии воздушных выключателей;
— установки электроподогрева помещений выключателей, аккумуляторных батарей, ресиверов и прочих устройств;
— механизмы систем вентиляции, бойлерные и пр.
Обычно суммарная мощность потребителей С.Н. мала, поэтому они подключаются к понижающим трансформаторам с низкой стороны 380/220 В. На двухтрансформаторных подстанциях 35-220 кВ устанавливают 2 рабочих ТСН, номинальная мощность которых выбирается исходя из нагрузки, при учете допустимых перегрузок. Для наиболее ответственных потребителей размещают и 3 трансформатора С.Н.
Граничная мощность ТСН напряжением 3 – 10/0,4 кВ может быть 1000 -1600 кВа при напряжении КЗ — 8 %. Граничная мощность ограничивается коммутационной возможностью автоматов 0,4 кВ.
Схемные решения при подключении ТСН на подстанциях
К обустройств систем электроснабжения С.Н. подстанций применяются довольно серьезные требования. Предусматриваются схемные решения, повышающие надежность работы таких систем:
— монтаж не менее 2-х трансформаторов СН, установленной мощностью не менее 560, 630 кВА;
— секционирование шин собственных нужд секционными выключателями 0,4 кВ;
— устройств автоматики: автоматического ввода резерва (АВР) на секционном выключателе;
— резервирование систем с.н. со стороны высшего напряжения и пр.
Для увеличения надежности, равномерной загрузки ТСН, потребители, обеспечивающие работу основного оборудования электростанций (охлаждение трансформаторов, работа компрессора, подогрев выключателей и пр.), подключаются к разным системам шин.
Компоновка подстанции может предусматривать установку одного либо нескольких щитов СН 380/220 кВ. Электропитание приемников 1-й категории производится по радиальным схемам, 2-й и 3-й – по магистральным. Более сложные электрических соединений применяются на подстанциях 500 кВ и выше. Это объясняется тем, что на ОРУ в служебных помещениях вместе с механизмами возбуждения СК, щитами РЗ СК, AT, устанавливаются и щиты с. н., с которых осуществляется управление фидерами 0,4 кВ, коммутирующие эти объекты.
Расход электроэнергии на С. Н. подстанций фиксируется счетчиками, установленными на присоединениях к ТСН.
Пример расчета мощности собственных нужд можно посмотреть в этой статье. Здесь указана таблица нагрузок потребителей собственных нужд и формулы для расчета.
Схема питания собственных нужд подстанции На подстанциях с оперативным постоянным током трансформаторы собственных нужд присоединяют к шинам 6−35кВ (в нашем случае — 10,5 кВ). Шины 0,4 кВ секционируются для увеличения надежности электроснабжения собственных нужд; секционный разъединитель нормально разомкнут. Цепи и аппараты собственных нужд защищаются плавкими предохранителями и такие цепи… Читать ещё >
Разработка схем питания собственных нужд подстанции ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )
Содержание Введение Исходные данные
1. Разработка структурной схемы подстанции
1.1 Выбор схемы соединения основного оборудования, определение потоков мощностей
1.2 Выбор числа и мощности трансформаторов
2. Разработка главной схемы подстанции
2.1 Расчет токов в нормальном, утяжеленном режимах и токов короткого замыкания
2.1.1 Расчетные токи на стороне высшего напряжения
2.2 Выбор схемы распределительного устройства ВН
2.2.1 Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, средств контроля и измерения
2.2.2 Выбор трансформаторов тока
2.2.3 Выбор трансформаторов напряжения
2.2.4 Выбор токоведущих частей для РУ ВН
2.3. Выбор схемы соединения распределительного устройства НН
2.3.1 Выбор трансформаторов тока и напряжения для РУ НН
2.3.2 Токоведущие части
3. Разработка схем питания собственных нужд подстанции
3.1 Выбор трансформаторов собственных нужд
3.2 Схема питания собственных нужд подстанции
4. Выбор аккумуляторной батареи
5. Управление и сигнализация
6. Конструктивное исполнение Литература
Введение
В данном курсовом проекте проектируется подстанция цинкового завода. Цель проекта — добиться качественного и надежного снабжения электроэнергией завода. Для этого были выбраны силовые трансформаторы, распределительные устройства высшего и нижнего напряжения, коммутационные аппараты и токопроводы. В курсовом проекте также решаются вопросы снабжения э/э собственных нужд подстанции.
Исходные данные Подстанция цинкового завода
UВН 110 кВ Число вводов 2
Число отходящих линий 3
SТРАНЗИТ 51 МВА
UНН 10,5 кВ Число отходящих линий 12
SНАГРУЗКИ 33МВА Реактанс системы, x*с = 0,02 при Sб = 100 МВА
1. Разработка структурной схемы подстанции
1.1 Выбор схемы соединения основного оборудования, определение потоков мощностей Анализируя исходные данные, имеем, число входящих воздушных линий — 2, отходящих (транзитных) линий — 3 и отходящих линий на стороне НН — 12. Планируемая мощность нагрузки должна составлять МВА, транзитная мощность МВА, следовательно (без учетов коэффициентов мощностей), МВА.
Рисунок 1. Общая структурная схема
1.2 Выбор числа и мощности трансформаторов Для обеспечения надежности и оптимальной стоимости установим 2 трансформатора (при выводе одного из трансформаторов в ремонт второй можно перегружать на 40% в течении 5-и дней по 6 часов) с расщепленными обмотками НН (для снижения токов короткого замыкания для сетей 6−10 кВ), с устройством РПН.
Выбор номинальной мощности трансформатора производят с учетом его нагрузочной способности. В общем случае условие выбора мощности трансформатора имеет вид
где Sрасч — расчетная мощность; Sном — номинальная мощность трансформатора; kп — допустимый коэффициент перегрузки.
При определении Sрасч принимается во внимание нагрузка на пятый год, если считать от конца сооружения электроэнергетического объекта, причем учитывается перспектива дальнейшего его развития на 510 лет вперед.
При установке двух трансформаторов мощность каждого выбирается из условия:
Sном Sмах · (0,65ч0,7)
Sном =0,733=24 МВА Выберем к установке 2-а трансформатора ТРДН-25 000/110 (трансформатор трехфазный, с расщепленной обмоткой, принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с устройством регулирования напряжения под нагрузкой).
Таблица 1. Паспортные данные трансформатора ТРДН-25 000/110
Рисунок 2. Структурная схема подстанции Выбранные трансформаторы удовлетворяют нормативным требованиям проектирования подстанций (при выводе одного трансформатора в ремонт, второй при 40% перегрузе может выдавать мощность Sперегр. =33,6 МВА).
2. Разработка главной схемы подстанции
2.1 Расчет токов в нормальном, утяжеленном режимах и токов короткого замыкания
2.1.1 Расчетные токи на стороне высшего напряжения Нормальный режим:
Утяжелённый (максимальный) режим Расчетные токи на стороне нижнего напряжения:
Нормальный режим Утяжелённый режим где — число отходящих линий; - расчетный ток со стороны низкого напряжения; - расчетный ток со стороны отходящих линий.
Расчет токов короткого замыкания:
ЗОН — заземлитель однополюсный наружной установки;
ОПН — ограничитель перенапряжений, защищает нейтраль от перенапряжений при разомкнутом ЗОН.
Выбор расчетной точки короткого замыкания Электрические аппараты и шинные конструкции распределительных устройств должны быть проверены на электродинамическую и термическую устойчивость. Для этого составляется расчетная схема замещения (рисунок 4), намечаются расчетные точки короткого замыкания и определяются токи короткого замыкания.
При составлении расчетной схемы для выбора аппаратов и проводников одной цепи выбирают режим установки, при котором в этой цепи будет наибольший ток короткого замыкания. За расчетную точку короткого замыкания принимают точку, при повреждении которой через выбираемый аппарат или проводник будет протекать наибольший ток. При расчете токов короткого замыкания сопротивление линии учтено в x*с, причем все индуктивные сопротивления приводятся к произвольно выбранной базисной мощности .
Расчетное сопротивление трансформаторов:
Рассмотрим трехфазное короткое замыкание на шинах 110 кВ (точка К-1). Базисный ток:
Ток короткого замыкания:
Ударный ток (амплитудное значение) короткого замыкания:
где — ударный коэффициент (выбирается из 1).
Рассмотрим трехфазное короткое замыкание на шинах 10,5 кВ (точка К-2). Базисный ток:
Ток короткого замыкания:
Амплитудное значение ударного тока короткого замыкания:
2.2 Выбор схемы распределительного устройства ВН Схемы электрических соединений выбирают: по напряжению, по категории потребителя, по числу присоединений. Согласно данному критерию выбираем:
2.2.1 Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, средств контроля и измерения.
Выбор выключателей и разъединителей Выключатели выбирают:
По напряжению установки .
По длительному току .
По отключающей способности.
По ГОСТ 687–78 Е отключающая способность характеризуется:
номинальным током отключения ;
допустимым относительным содержанием апериодической составляющей тока в токе отключения ;
нормированным параметром ПВН.
Номинальный ток отключения и определяются в момент расхождения контактов выключателя ф. Время ф от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов определяется по выражению:
где — собственное время отключения выключателя;
— минимальное время действия релейной защиты.
Выберем к установке выключатель ВВБТ-110Т1 с током отключения Так как, то установка реактора не требуется.
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания для ветви энергосистемы:
где — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.
Номинальная апериодическая составляющая тока короткого замыкания для выключателя ВВБТ-110Т1.
Проверка на термическую стойкость: тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания:
— время действия релейной защиты;
— полное время отключения выключателя.
IТЕР2 tТЕР = 402 4 = 6400 кА2/с
где IТЕР — ток термической стойкости;
tТЕР — время протекания тока термической стойкости.
Мгновенный динамический ток:
Проверка включающей способности производится по условию
где ударный ток короткого замыкания в цепи выключателя; начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя; номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей); наибольший пик тока включения (по каталогу). Заводами изготовителями соблюдается условие
где kу =1,8 ударный коэффициент, нормированный для выключателей. Проверка по двум условиям необходима потому, что для конкретной системы kу может быть более 1,8.
Все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 2. Выбираем по справочнику разъединители РГ-126−1600УХЛ1 с приводом ПРГ6-УХЛ1, заземлители ЗОН-110Т-1.
подстанция трансформатор питание собственный Таблица 1
Условия выбора и проверки
Разъединитель РГ-126−1600 УХЛ1
По напряжению установки, кВ
По длительному току, А
По возможности отключения периодической составляющей тока короткого замыкания, кА
По возможности отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания, кА
Проверка по включающей способности, кА
Проверка на электродинамическую стойкость, кА
Проверка на термическую стойкость, кА2с
2.2.2 Выбор трансформаторов тока Трансформаторы тока, предназначенные для питания измерительных приборов, выбираются:
по номинальному напряжению
по номинальному току
(причем, номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей);
по конструкции и классу точности;
по электродинамической стойкости.
по термической стойкости.
Исходя из приведенных выше рассуждений, примем к установке трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1, результаты проверки сведены в таблицу 2.
Таблица 2. — Результаты проверки трансформатора тока
Условия выбора и проверки
По напряжению установки, кВ
По длительному току, А
Проверка на электродинамическую стойкость, кА
Проверка на термическую стойкость, кА2с
Где — каталожный ток термической стойкости трансформатора тока,-номинальный ток электродинамической стойкости.
Выбор класса точности определяет назначение трансформатора тока. В соответствие с ПУЭ:
а) трансформаторы тока для включения электроизмерительных приборов должны иметь класс точности не ниже 3;
б) обмотки трансформаторов тока для присоединения счётчиков, по которым ведутся денежные расчеты, должны иметь класс точности 0,5;
в) для технического учёта допускается применение трансформаторов тока класса точности 1.
Для обеспечения выбранного класса точности необходимо, чтобы действительная нагрузка вторичной цепи Z2 не превосходила нормированной для данного класса точности нагрузки Z2ном, Ом, т. е.
У выбранных трансформаторов тока ТФЗМ110-У1 имеются три вторичные обмотки с номинальными токами 5/10Р/10Р А. Одна из них используется для подключения измерительных приборов. Ее класс точности равен 0,5.
На линии 110 кВ устанавливаются амперметры в одной фазе, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, фиксирующий прибор для определения места короткого замыкания. Схема подключения приборов изображена на рисунке 5.
Рисунок 5. Схема подключения измерительных приборов Вторичная нагрузка трансформаторов тока содержится в таблице 3.
Таблица 3. — Вторичная нагрузка трансформаторов тока
Нагрузка фазы, ВА
Видно, что наиболее загруженным является трансформатор тока, установленный на фазе А.
Для работы трансформатора тока в заданном классе точности, необходимо выполнение условия:
Где Омсуммарное сопротивление приборов подключенных к Т.Т.,
При трех приборах переходное сопротивление контактов принимаем, Так как индуктивное сопротивление токовых цепей не велико то можно принять. — нормированная нагрузка для класса точности 0,5. Найдем :
В качестве соединительных проводов применяем многожильные контрольные кабели с сечением (по условию прочности) не менее 4 мм². Приблизительная длина кабеля для РУ 110 кВ принимается равной 80 м [2], тогда сечение:
Принимаем к установке контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм²
На транзитных линиях устанавливаем трансформатор тока ТФЗМ-110Б-У1.
Результаты проверки выбранного трансформатора тока сведены в таблицу 4.
Таблица 4. Проверка трансформатора тока
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-У1
Iтер2tтер = 1323 кА2с
Дальнейший расчет аналогичен. Принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм² и длинной 80 м.
2.2.3 Выбор трансформаторов напряжения Выбор трансформаторов напряжения производим по следующим параметрам: по напряжению установки, по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности и по вторичной нагрузке. Сечения проводов в цепях трансформаторов напряжения определяются по допустимой потере напряжения.
На входе высокого напряжения выбираем 3 НКФ-110−83У1. Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по ПУЭ. Подсчет вторичной нагрузки приведен в таблице 5.
Таблица 5. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Общая потребляемая мощность
Фиксатор импульсного действия
Суммарная вторичная нагрузка:
Три трансформатора напряжения НКФ-110−83У1 имеют мощность, что больше. Таким образом, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности 0,5.
Сечение проводов в цепях трансформаторов напряжения определяется по допустимой потере напряжения. Согласно ПУЭ потеря напряжения от трансформаторов напряжения до расчётных счётчиков должна быть не более 0,5%, а до щитовых измерительных приборов — не более 1,5%, при нормальной нагрузке [24, "https://referat.bookap.info"].
Для упрощения расчётов при учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 2,5 мм² для медных жил и 4 мм² для алюминиевых жил.
Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимается контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм².
2.2.4 Выбор токоведущих частей для РУ ВН В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. В общем случае проводится проверка по экономической плотности тока, по допустимому току при работе в максимальном режиме, а также выбранное сечение проверяется на термическое действие тока короткого замыкания. Для нашего случая необходимо выполнить только проверку по допустимому току в максимальном режиме, поскольку сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Также и шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие тока короткого замыкания не проверяются. При напряжении 110 кВ используются провода фазы для соответствия требованиям по условию короны (минимально допустимое по условиям коронирования сечение для напряжения 110 кВ — 70 мм² [1]).
Следовательно, выбираем провод марки АС-150/19 в качестве гибких шин для питающих линий и АС-70/11 для транзитных линий.
Гибкие шины крепятся на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большим расстоянием между фазами. Так, для сборных шин приняты расстояния: при 110 кВ 3 м;
При таких расстояниях силы взаимодействия между фазами невелики, поэтому расчета на электродинамическое действие для гибких шин обычно не производят. Но при больших токах короткого замыкания провода в фазах могут схлестнуться. Согласно ПУЭ на электродинамическое действие тока короткого замыкания проверяются гибкие шины распределительного устройства при 20 кА.
Так как — то проверяем гибкие шины на схлестывание.
Усилие от длительного протекания тока двух фазного КЗ:
Связь тока двухфазного замыкания и трехфазного.
Определим силу тяжести 1 метра токопровода с учетом массы колец:
Определим соотношения и (где — действительное время срабатывания защиты). Из диаграмм 2 определим, тогда Допустимое значение отклонения провода:
Так как — то схлестывание не произойдет.
2.3 Выбор схемы соединения распределительного устройства НН В качестве РУ НН примем схему с одной секционированной системой сборных шин (рисунок 6). Основной причиной, определяющей такой режим работы, является требование снижения токов короткого замыкания, хотя в этом случае отказ от непосредственной параллельной работы трансформаторов имеет свои отрицательные последствия: разные уровни напряжения по секциям, неравномерная загрузка трансформаторов и т. п. В данной схеме в нормальном режиме работы секционный выключатель отключен.
Достоинствами данной схемы являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность.
К недостаткам можно отнести то, что при повреждении и последующем ремонте одной из секций ответственные потребители, нормально питающиеся от обеих секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта.
Рисунок 6. Схема соединения РУ НН Выбор выключателей и разъединителей на стороне низшего напряжения производится аналогично выбору на стороне высшего напряжения.
Максимальные токи продолжительного режима в водах РУ НН и в секционном выключателе были определены из условия, что один трансформатор нагружен на полную мощность из-за выхода из строя второго трансформатора выше, при расчете максимальных и номинальных токов:
IН.тр.max = 962,3 А Максимальные токи продолжительного режима для линий также были определены исходя из условия, что к каждому потребителю идет по две линии и одна из линий отключена:
Iотх.л.max. = 229,1 А.
Расчетный ток короткого замыкания принимаем равным току короткого замыкания на шинах НН в точке К-2. По уровню максимальных токов длительных режимов, периодической составляющей тока короткого замыкания в начальный момент времени и ударного тока, определяем, что для РУ напряжением 10,5 кВ подходит выключатель типа ВВ-10У-31,5/1000 УЗ. Результаты проверки сведены в таблицу 6.
Питание собственных нужд производиться на генераторном напряжении РУ собственных нужд подключаться к трансформатору который работает раздельно друг от друга. Раздельная работа позволит ограничить токи кз и уменьшить их влияние на сеть, подключённых к другим секциям. РУ СН выполняется с одной системой сборных шин секционированными. Каждое подключение к системе через выключатель. Для питания потребителей СН использует напряжение 6кв и 0.4кв.
На электростанциях небольшой мощности СН возможно на напряжении 0.4кв
Резервное питание СН осуществляется путем отбора мощности от генераторов к электростанции но места подключения резервного питания должны не быть связаны с местами их рабочего питания. Для особо ответственных потребителей СН предусматривает независимые источники питания.
На тепловой электростанции примерно 3\2 всей мощности СН идет на обслуживание основного теплового оборудования и только 1\3 на обслуживание общестанционого оборудования. Наиболее мощными рабочими механизмами СН является питательные циркуляционные насосы сетевые насосы воздуходувки механизмы тягодутьевой группы. Питательные насосы и воздуходувки крупных энергоблоков мощностью более 300мвт имеют турбопривод а остальные электропривода. Схема СН строиться по блочному принципу точка присоединения рабочих трансформаторов СН находиться между генератором и блочным трансформатором. Механизмы СН каждого блока питаются от 2 или более секций. Это нежно для того что бы во время ремонта или аварии на одной секции шин блок оставался в работе. Резервное питание секции РУ СН 6кв осуществляется магистралями которые присоединяются к резервным трансформаторам СН число резервных трансформаторов СН определяется числом установленных на электростанции энергоблоков. Один трансформатор СН устанавливается при 2х энергоблоках. Один подключен и одни готов к замене. При 3х и более энергоблоках потребители СН напряжением 0.4 кв получают питание от2х секций РУ СН 6кв. резервные трансформаторы СН питает резервная магистраль 0.4кв. применение трансформаторов СН с РПН позволит поддерживать необходимый уровень напряжения.
Схема электроснабжения ТЭЦ.
Потребители не блочной части ТЭЦ получают питание от рабочих трансформаторов СН Т1 и Т2 которые подключены к секциям ГРУ. Потребители СН энергоблоков получают питание от трансформаторов СН Т3 и Т4. Которые подключены к рабочей точке между генератором и блочным трансформатором. Резервный трансформатор СН подключаться к трансформатору связи с низкой стороны.
Схема электроснабжения СН ГРЭС.
Технологический процесс производства энергии на ГРЭС намного проще чем на АЭС и ТЭЦ поэтому число механизмов СН значительно меньше. Все потребители СН делятся на агрегатные и общестанционные. К агрегатным относят маслонасосы маслонапорные установки наносы откачки воды охлаждение трансформатора и дт.
К общестанционным относят подъёмные механизмы освящение и отопление вентиляция. Электроснабжение агрегатных СН осуществляется под напряжением 0.4кв. сборки 0.4 кв подключается питание от индивидуальных трансформаторов с помощью отладки подключения к генератора блока.
Резервное питание получают от 2х резервных трансформаторов подключённых к РУ 6-10кв подключённых к разным секциям.
От РУ 6-10 кв питается нагрузка общестанционого назначения. На малогабаритных ГРЭС объединено с централью питание агрегатных и и общестанционых СН на одном или 2х классах напряжения.
В данном случае шины 0.4кв каждого агрегата разделяют на 2 части причем обе секции подключают к одному и тому же трансформатору СН. Трансформатор СН получает питание либо от укрупнённого РУ блока либо от отдельной системы шин СН. СН на АЭС отличаются большой сложностью так как обеспечивают питание очень ответственных механизмов без работы которых может возникнуть угроза взрыва АЭС. У РЭС нет ответственных потребителей которые не допускают потери питания на время действия автоматики поэтому нет необходимости в автономных секциях. АЭС представляет собой надежный секции поэту рабочее питание СН осуществляется от главной схемы через понижающий трансформатор.
Для питания ответственных потребителей предусматривается дополнительный независимый источник:
1) Аккумуляторные батареи с обратимым агрегатом или анвектором
2) Автономные дизель генераторы и вспомогательные генераторы устанавливаться на валу основного генератора
В зависимости от времени допустимого отключения все потребители разделяются на 3 группы:
1) Повышенное требование к надежности питания, допустимый перерыв питания на доли секунды. Относятся: контрольно измерительные приборы, автоматика реактора, часть потребителей системы управления и защиты реактора, аварийное освещение, электропривод быстродействующих каналов, системы технологического контроля, аварийные масляные насосы аварийных генераторов.
Источники их питания служат аккумуляторные батареи и агрегаты бесперебойного питания.
2) Потребители перерыв питания которых по условию безопасности допустим на время от 10сек до 10мин. Данные потребители требуют надежного питания после срабатывания аварийной защиты реактора. К данным потребителям относятся: механизмы обеспечивающие локализацию аварии реактора , насосы вентиляционных систем охлаждения, масляные насосы турбогенератора, системы биологические и технологические дозимерты.
Эти потребители относят ко 2ой категории. Источник питания в аварийных режимах дизель генератор с автоматическим пуском.
3) Потребители к которым не предъявляется повышенная требования к надежности электроснабжения.
К ним относятся: главные циркуляционные насосы, питательные насосы.
Потребители 3й группы не требуют включения при потере напряжения и не участвуют в авариных процессах . ва номинальном режиме работы их питание осуществляется от рабочих трансформаторов СН в аварийных от резервных трансформаторов СН.
На подстанция потребителями СН является: электродвигатели в системах охлаждения трансформаторов и КС, воздушные компрессоры, устройства обогревы выключателей, отопление и освещение, система пожаротушения, связи, телемеханика и РЗА. Электроснабжение наиболее ответственных потребителей осуществляется через стабилизаторы напряжения и выпрямители или от независимого ИП. При использовании аккумуляторной батареи устанавливаться преобразователь энергии под заряд аккумулятора. Под зарядные выпрямительные устройства включаются между шинами аккумуляторной батареи и шиной 0.4кв системы СН . это делается для того что бы в нормальных условиях питание потребителя происходило от сети переменного тока, а при потере питания от батарей.
Рис 1 – схема питания СН с оперативным переменным током ( 35-220кв)
Трансформаторы СН подключены к выводам главных трансформаторов . На ПС с оперативным постоянным током рис 2 трансформаторы СН подключены к шинам 6-10кв. постоянный оперативный ток применяется во всех ПС 330кв и выше. На ПС 110-220кв при числе масляных выключателей 3 и более. На ПС 35-110кв с воздушными выключателями.
Максимальная нагрузка СН
| Название | Sсн% |
| ТЭЦ(пылеугольные) | 3-14% |
| ТЭЦ(газо-мазутные) | 5-7% |
| КЭС(пылеугольные) | 6-8% |
| КЭС(газо-мазутные) | 3-5% |
| АЭС | 5-8% |
| ГЭС до 200МВт | 3-2% |
| ГЭС более 200МВт | 0.5-1% |
Оперативные переключения.
Обслуживание электроустановок разделяют на 2 типа:
1) Оперативное управление
2) Производственное хозяйственное обслуживание
В задаче оперативного управления входит:
1) Регулирование режимов работы основанного энергетического оборудования
2) Наблюдение за состоянием оборудования устранение дефектов
3) Оперативные переключения связи либо с изменением режима либо с вводом выводом в ремонт оборудования
4) Ликвидация аварий
Структуры оперативного управления.
Выделяют 3 формы:
При цеховой структуре:
Обслуживание делиться на оперативные участки состоящие из однотипного оборудования. Каждый цех обслуживает оперативная бригада.
При блочной схеме:
Разделение идет по укрупнённым блокам.
На трансформаторных подстанциях 35-150кв используется оборудование достаточно простое поэтому на них как правило отсутствует постоянный дежурный и для таких станций реализуется централизованная система управления.
Управление происходит с диспетчерских пунктов с использованием средств телемеханики. Операции требующие присутствия персонала выполняются оперативно выездными бригадами.
Эксплуатацию электроустановок осуществляемую электротехническим персоналом разделяют:
1) Административно технический
4) Оперативно ремонтный
К оперативному персоналу относят: начальники смен электростанций, электроцехов. Дежурные инженеры. Дежурные электромонтёры. Дежурные подстанций и оперативно выездных бригад. Оперативно ремонтный руководящий дежурный персонал.
В течении смены руководящий дежурный персонал осуществляет оперативное управление электроустановкой. Имеет в своем подчинении персонал для выполнения переключений.
Этот персонал выполняет все виды переключений необходимые для произведения аварийных работ на оборудовании.
Оперативному персоналу необходимо вести надежный и экономичный режим работы электрооборудования , проводить осмотр и обходы электроустановок, сооружений и вторичных устройств, опробовав резервное оборудование проверить исправность высокочастотных сигналов РЗА действие аварийной и предупредительной сигнализации, работу устройств автоматики, выполнить оперативное переключение обеспечить проведение ремонтных работ, устранение неисправностей, ликвидировать аварии.
Распоряжения о переключениях отдает диспетчер. Указав цепь переключений выполнения операции наименование присоединений. Устройства РЗ и операции которые следует выполнить.
Распоряжение должно быть точным и понятным, отдающий и принимающий должны четко понимать задачу. Оперативному персоналу запрещено выполнять не понятные ему распоряжения.
Переключения в электроустановках на напряжении выше 1000в выполняют только по бланкам переключений.
Эти бланки разделяют на типовые и обычные. Для каждой электроустановки разрабатывают свои перечни возможных переключений. При этом определяют какие переключения будут выполнены по обычным бланкам а какие по типовым.
Обычный бланк составляется дежурным на выполнение переключений. Типовой бланк разработан заранее и они составляются на сложные переключения.
1) В главных схемах электростанций
2) В цепях собственных нужд
3) В устройствах рза
4) Аппаратуры вторичных коммутаций
5) В схемах противоаварийной системы автоматики
Типовой бланк переключений выдаётся оперативному персоналу только для однократного исполнения. Все операции с коммутационными аппаратами и цепями тока, с устройствами РЗА и с отключением заземляющих ножей, по снятию и установке переносных заземли тельных устройств, операции по базировке оборудования и другие.
В этих бланках указаны наиболее важные проверочные действия.
При использовании типовых бланков переключений обязательно:
-На типовом бланке переключений указать при соединение задание и разрешение состав схемы электроустановки.
-Перед началом переключений типовой бланк проверяется на схеме (макете)
-порядок выполнения переключений по типовому бланку следующий:
1) на месте приключений проверяется аппарат над которым необходимо произвести операцию
2) убедившись в правильности выбора аппарата или присоединения контролирующее лицо зачитывает по бланку переключений содержание операции.
3) лицо выполняющее операции получив разрешение от контролирующего лица выполняет операцию и по мере ее выполнения делает отметку в бланке переключений чтобы не пропустить часть операции.
Переключения при ликвидации аварии.
Ликвидация аварии происходит в соответствии с инструкцией. Типовая инструкция по ликвидации в электрической части электросистемы или местными инструкциями, составляется в соответствии с указанной. Не допускает отступления от правил техники безопасности. На переключение при ликвидации аварии не составляют бланка переключений. Записи в определённый журнал после устранения аварии.
Переключения при вводе в работу нового оборудования.
Включение под напряжение вводимых электроустановок и оборудования производиться по специальной согласованной программе. Переключение в электроустановке связанное с переключением вновь вводимого оборудования должны проводиться по бланкам переключений составленных по утверждённой программе по разрешённой обычными заявками и под руководством диспетчера. При этом должны выполниться требования действия инструкции по переключению в электроустановках.
Выполнение переключений. Проведение операций с выключением.
Отключение и включение проходят под напряжением и в работу присоединения имеющегося в цепи выключателя как привило производят дистанционно с использованием этого выключателя. Допуск ручное включение (масляного газового вакуумного) при воздействии на привод или на сердечник отключение электромагнита. Воздушный разрешено отключать кнопкой местной пневматики. Управление только лишь в тех случаях когда возникает угроза жизни.
Проведение операций с разъединителями.
Основное назначение разъединителей создание видимого разрыва и снятие напряжения с оборудования в момент бес токовой паузы. Операции разрешено проводить при отсутствии в них дефектов и повреждений. При обнаружении данных дефектов операция могут выполняться только после разрешения главного инженера предприятия.
Разъединители разрешено выполнять операции:
1) Включение и отключение зарядного тока шин и оборудования всех классов напряжения
2) Включение и отключение трансформаторов напряжения
3) Шунтирование с включённым выключателем привода с которого снят индуктивный ток
4) В распределительных установках 6-10кв Включение и отключение нагрузочного тока до 15а при условии что отключение привода трехполюсным разъединителем наружной установки с механическим приводом
Включение разъединителей выполняется быстро но без удара в конце хода.
Операция должна быть проведена до конца даже если возникнет дуга. Отключение выполняют медленно и осторожно а если между контактами возникнет дуга то разъединители вновь включат до выяснения причины.
Исключения составляют операции по отключению разъединителя при наличии намагничивающего тока трансформатора. Отключение напряжения зарядного тока вл и клэп. В этих случаях следует выполнять быстро для обеспечения гашения дуги. При отключении сотрудник должен находиться под защитным козырьком для ограждения от воздействия электрической дуги. Первыми всегда размыкают средние фазы затем поочередно крайние. При вертикальном расположении вторым отключат верхний а третьим нижний. Операции включения выполняют в обратном порядке.
Оперативное состояние электрического оборудования.
Оперативное состояние электрического оборудования определяется положением коммутационных аппаратов с помощью которых оно отключается или включается в работу.
Оборудование считается находящимся в работе если все аппараты его цепи включены.
Вентильные разъединители трансформаторы напряжения и др. оборудование подключенное и под напряжением так же считается работающим.
Оборудование считается находящимся в ремонте если оно отключено от коммутационного аппарата или подготовлено к ремонту в соответствии с правилами техники безопасности.
Оборудование считается в резерве если оно отключено коммутационного аппарата но возможно его немедленное включение в работу.
Оборудование считается в автоматическом резерве если оно отключено только выключателем или отделителем с автоматическим приводом и может быть введено в работу под действием автоматики.
Оборудование считаться находящимся под напряжением если оно подключено коммутирующему аппарату к источнику напряжения но не находиться в работе.
Читайте также: