Модернизация подстанции 35/10 кв «уктуз» с. Уктуз бердюжского района Тюменской области с внедрением телеуправления

-

Весь текст будет доступен после покупки

Уровень развития энергетики и электрификации, как известно, в наиболее обобщенном виде отражает технико-экономический потенциал любой страны. Бесперебойные поставки электроэнергии играют важную роль в работоспособности всех отраслей промышленности и народного хозяйства РФ, являются фундаментом в развитии экономики нашего общества.
Совершенствование различных отраслей промышленности базируется на передовых технологиях, которые широко используют электрическую энергию. В связи с этим ужесточаются требования к системам, сетям и оборудованию производящему и передающему электрическую энергию.
Надежность, качество электрической энергии, ее экономное и рациональное расходование- основные параметры, которые необходимо ставить в приоритет при проектировании новых и переоборудовании устаревших объектов электроснабжения.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Краткая характеристика объекта

Подстанция «Уктуз» расположена в селе Уктуз Бердюжского района Тюменской области.
Собственником подстанции являются Тюменские электрические сети – структурное подразделение АО «Россети Тюмень».
Сооружение подстанции 35 кВ «Уктуз» началось в 1961 году по проекту электроснабжения по простейшей схеме: воздушная линия 35 кВ – трансформатор 1,8 МВА – комплектное односекционное распределительное устройство 10 кВ для выдачи мощности на племенной совхоз и студенческий городок.
В дальнейшем подстанция претерпела полную реконструкцию по совершенствованию схем ОРУ 35 кВ и КРУ 10 кВ с выдачей возрастающих нагрузок в поселок «Уктуз», прилегающие населенные пункты и на пять подстанций Бердюжского района.
Радикальной модернизации подверглось ОРУ 35 кВ, где была сооружена двухсекционная система шин на выключателях с двухсторонним питанием от независимых источников, установкой второго трансформатора и второй секции шин 10 кВ, что позволило развивать сети 10 кВ как в поселке Уктуз, так и в прилегающих населенных пунктах.
В 1969 году был установлен второй трансформатор мощностью 4,0 МВА, а в 1979 году был заменен первый трансформатор 1,8 МВА на трансформатор 4,0 МВ•А с регулированием напряжения под нагрузкой.

Рисунок 1.1 – Ситуационный план


Рисунок 1.2 – Подстанция 35/10 кВ «Уктуз»
1.2 Обоснование проекта модернизации подстанции

Обоснованием и причинами модернизации ПС является следующее:
- повышение качества отпускаемой электроэнергии и надежности электроснабжения потребителей;
- обеспечение прогнозного роста нагрузки и создание резерва трансформаторной мощности;
- поддержание заданного уровня напряжения в зависимости от суточных и сезонных изменений нагрузки;
- физический и моральный износ коммутационных аппаратов.
При модернизации ПС предусмотрена замена существующих силовых трансформаторов ТМН-4000/35 на силовые трансформаторы ТМН-6300/35 с наличием устройства РПН.
Проектом предусмотрена замена существующих шкафов ЗРУ-10 К-59у, с масляными выключателями на шкафы КРУ-10 с вакуумными выключателям, которые повысят надежность электроснабжения потребителей и сократят затраты на обслуживание ПС.
Предусмотрена замена масляного выключателя 35кВ на современный, более надежный, вакуумный. Данное решение позволит повысить экономичность, надежность и экологичность.















2 График нагрузок и выбор силовых трансформаторов

Для выбора типа и номинальной мощности трансформатора необходимо располагать суточным графиком нагрузок.
Строится суточный график нагрузок ПС «Уктуз» (рисунок 2.1).


Рисунок 2.1 – Суточный график нагрузок

В настоящее время на подстанции установлены два трансформатора типа ТМН-4000/35, .
Мощность устанавливаемых трансформаторов определяется с перспективой роста нагрузок, при этом максимальная нагрузка составит (по данным АО «Россети Тюмень»).
Принимается к установке трансформатор большей мощности типа ТМН-6300/35,
Проверяется трансформатор на перегрузочную способность.
Проверяется трансформатор на аварийную перегрузку. Коэффициент начальной нагрузки К1 определяется по формуле [13]:

, (2.1)

где S1, S2,...,Sm - значения нагрузки в интервалах ?t1, ?t2,..., ?tm.



Коэффициент перегрузки К2 определяется по формуле [13]:

, (2.2)

где S/1, S/2,..., S/м - значения перегрузки в интервалах ?h1, ?h2,..., ?hm.



На основании таблиц, приведенных в [13] для трансформаторов с системой охлаждения М и среднегодовой температурой to=10o C, h/= 24ч определяется допустимая норма аварийных перегрузок, которая составляет K2доп = 1,4.
Проверим условие: <
; (2.3)

, и > , то примем

<
Условие выполняется.
На основании расчетов видно, что данный трансформатор ТМН-6300/35 проходит как по систематическим, так и по аварийным перегрузкам. Паспортные данные трансформатора ТМН-6300/35 представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Паспортные данные трансформатора ТМН-6300/35 [15]
Тип Sном, МВ·А Пределы
регулирования (РПН) Каталожные данные
Uном
обмоток, кВ uк, % iх, % ?Ркз, кВт ?Рхх, кВт
ВН НН
ТМН-6300/35 6,3 ±6х1,5% 35 10,5 7,5 0,9 46,5 9,25










3 Анализ существующей схемы электрических соединений подстанции

Схемы РУ ПС при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей. Существующая схема подстанции 35/10 кВ «Уктуз» выполнена по схеме:
1) ОРУ-35 кВ: Схема «4Н – Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» [6].
Данный тип схемы применяется для тупиковых подстанций (рис. 3.1).

Рисунок 3.1 – Схема ОРУ-35 кВ

На стороне ВН взамен масляных выключателей С-35 предлагается установка вакуумных выключателей.
2) ЗРУ-10 кВ: «Одна, секционированная выключателями, система шин» [6]. Схема электрических соединений ПС удовлетворяет необходимым требованиям по надежности электроснабжения, по удобству эксплуатации, следовательно, изменение схемы не предусматривается.
4 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания выполняется согласно методике, изложенной в [12].
На рисунке 4.1 представлена расчетная схема.
Расчетные величины токов короткого замыкания на шинах ПС 110/35/10 кВ «Бердюжье» заданы токами КЗ в максимальном и минимальном режимах (взяты в ходе преддипломной практики).
Определяются токи КЗ в максимальном и минимальном режимах на шинах подстанции 35/10 кВ «Уктуз» при выбранной основной ступени напряжения Uб=37 кВ.


Рисунок 4.1 - Расчетная схема

На рисунке 4.2 представлена схема замещения сети.


Рисунок 4.2 - Схема замещения сети

Расчет сопротивления системы (в именованных единицах):

. (4.1)

где =4720/3150 А – максимальные и минимальные токи КЗ на шинах 35кВ ПС «Бердюжье» (данные взяты в ходе преддипломной практики).
Для системы:






Расчет сопротивления ВЛ:
Xвл = l·X0. (4.2)
где l - длина линии, l = 10,6 км;
X0 = 0,421 Ом/км - индуктивное погонное сопротивление ВЛ-35кВ провода марки АС-95/16 [15].
Xвл = 10,6·0,421 = 4,46 Ом.
Расчет сопротивления трансформатора:

(4.3)

где uk – напряжение короткого замыкания;
Sном.т – номинальная мощность трансформатора.


Результирующее сопротивление определяется по формуле:

Для Xрез.max:
; (4.4)



Для Xрез.min:





Определяется ток КЗ в т.К1 (рисунок 4.2):

(4.5)

;

.
Ток КЗ для точки К2 , приведенный к ступени 37 кВ:

;





Ток КЗ для точки К2:







Расчет ударного тока в точке КЗ:



Согласно [16] определяются ударные коэффициенты Куд, система связана со сборными шинами 35 кВ, точка К1:
Куд = 1,608;
Система связана со сборными шинами 10 кВ, точка К2: Куд = 1,6.
Для К1:

iуд = 1,608· ·2,38 = 5,4 кА.

Для К2:

iуд = 1,6· ·2,94 = 6,7 кА.

Результаты расчетов сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1- Результаты расчета токов КЗ
Параметр Максимальный режим Минимальный режим
Точка К1 Точка К2 Точка К1 Точка К2
IКЗ 2,38 кА 2,94 кА 1,91 кА 2,73 кА
iуд 5,4 кА 6,7 кА -










5 Выбор основного оборудования

5.1 Выбор выключателей

Выключатели выбирают [16]:
- по номинальному напряжению;
- по номинальному току – Iраб.утяж ? Iном;
- по отключающей способности.
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по условиям
Iп.0 ? Iпр.с; iуд ? iпр.с,
где IП.0 – начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя;
iуд – ударный ток короткого замыкания в той же цепи.
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу

где Вк – тепловой импульс по расчету;
Iтер – предельный ток термической стойкости;
tтер – длительность протекания тока термической стойкости, с.
Выбор выключателей 35 кВ.
Определим максимальный рабочий ток (ток утяжеленного режима).
; (5.1)
где Sмакс = 7200 кВ·А - максимальная нагрузка на суточном графике нагрузок.

К установке принимается выключатель вакуумный трехполюсный типа ВБПС-35-25/630УХЛ1 с собственным временем отключения с [15].
Расчетное значение периодической составляющей тока короткого замыкания Iп.о = 2,38 кА.
Расчетное время

с.
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания для ветви энергосистемы
;



Постоянная времени Та =0,02с принята из [16].
Завод-изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключаемом токе для времени :
,

где =0,27 определяется [16] для с.

кА.
Определим тепловой импульс:

,

где

с;

время действия основной защиты трансформатора, равное 0,1 с; полное время отключения выключателя.
Для 35 кВ:
Вк= 2,382·(0,145+0,02) = 0,93 кА2.с.
Все расчетные и каталожные данные [15] сводим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Расчетные и каталожные данные выключателя
Условие выбора Расчетные данные Выключатель ВБПС-35-25/630УХЛ1
Uc = Uн кВ
кВ

Iраб.утяж ? Iн А
Iном = 630 А
Iпt ? Iотк Iп.? = 2,38 кА кА


кА
кА

Iуд ? Iдин.макс кА
кА

Вк ?
кА2•с
кА2с



Рисунок 5.1 - Выключатель ВБПС-35-25/630УХЛ1

Выбор выключателей на стороне 10 кВ.
Определим максимальный ток по формуле 5.1:


На вводе 10 кВ принимается к установке выключатели BB/TEL-10-12,5/1600У2.
Собственное время отключения выключателя с [15], расчетное время
с;

Расчетное значение периодической составляющей тока короткого замыкания Iп.о = 2,94 кА.
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

Постоянная времени Та =0,05с принята из [16].
Завод-изготовитель гарантирует выключателю апериодическую составляющую в отключаемом токе для времени :
,
где =0,1 определяется по [16] для с.
кА,
Тепловой импульс
с; с,
где время действия максимальной токовой защиты линии, равное 2,0 с;
полное время отключения выключателя BB/TEL-10, равное 0,035с [15].
Постоянная времени Та=0,05с для сетей 6-10 кВ принята из [16].
Вк= 2,942•(1,035+0,05) = 9,4 кА2.с.
На основании проведенных расчетов составляется таблица 5.2 и по каталожным данным [15] выбираем выключатель.

Таблица 5.2 - Расчетные и каталожные данные выключателя НН

Весь текст будет доступен после покупки

-

Весь текст будет доступен после покупки