Потери электроэнергии в электрических сетях являются экономическим показателем состояния сетей. По мнению международных экспертов в области энергетики относительные потери электроэнергии при ее передаче в электрических сетях не должны превышать 4%. Потери электроэнергии на уровне 10 % можно считать максимально допустимыми.
На основании уровня потерь электроэнергии можно сделать выводы о необходимости и объеме внедрения энергосберегающих мероприятий.
Фактические потери определяют как разность электроэнергии, поступившей в сеть отпущенной из сети потребителям, их можно разделить на три составляющие:
- технические потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводах и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям, включают в себя расход электроэнергии на собственные нужды подстанций;
- потери электроэнергии, обусловленные погрешностью системы учета, как правило, представляют недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы приборов учета электроэнергии на объекте;
— коммерческие потери, обусловленные несанкционированным отбором мощности электроэнергии, несоответствием оплаты за электроэнергию бытовыми потребителями показаниям счетчиков и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии. Коммерческие потери не имеют самостоятельного математического описания и, как следствие, не могут быть рассчитаны автономно. Их значение определяют как разницу между фактическими потерями и суммой первых двух составляющих, представляющих собой технологические потери.
В последнее время вопрос потребления электроэнергии на собственные нужды подстанции является одним из главных в энергетике, так как с каждым годом потери на собственные нужды увеличиваются, этим обусловлена актуальность данного исследования.
Основной проблемой электросетевого хозяйства России является высокий уровень износа основных средств. Эксплуатация устаревшего и изношенного оборудования, к тому же в неоптимальных режимах, порой не зависящих от энергопередающих компаний, создает значительную величину технологических потерь электроэнергии в этом оборудовании. Потребление электроэнергии только возрастает, следовательно возрастают и потери электроэнергии на собственные нужды.
Целью исследования является анализ и расчет потерь электроэнергии на собственные нужды одной из подстанций Омскэнерго, разработка предложений по модернизации этой подстанции и обоснование целесообразности этих мероприятий через анализ технических и экономических показателей.
Выбор схемы собственных нужд и трансформаторов
... собственных нужд На подстанции наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются: оперативные цепи, системы связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения. Мощность потребителей собственных нужд ... - отчисление на амортизацию и обслуживание, %; потери электроэнергии, ; в - стоимость потерь электроэнергии (4, табл.8.2 или 5, табл.6.1 и ...
В соответствии с поставленной целью необходимо решить следующие задачи:
- проанализировать состояние подстанции на данный момент;
- произвести расчеты потребления электроэнергии на собственные нужды подстанции;
- разработать мероприятия по снижению потребления электроэнергии на собственные нужды;
- произвести технико-экономические расчеты и сравнить показатели.
Объект исследования:
Работа подстанции, ее оборудование
Предмет исследования:
Потребление электроэнергии подстанцией на собственные нужды
1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ О СОБСТВЕННЫХ НУЖДАХ ПОДСТАНЦИИ
1.1 Номенклатура собственных нужд подстанций
К категории собственных нужд подстанций относится потребление электроэнергии токоприемниками, обеспечивающими необходимые условия функционирования оборудования подстанций в технологическом процессе преобразования и распределения электрической энергии.
В номенклатуру собственных нужд подстанций входит потребление электроэнергии на следующие цели:
- охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов;
- обогрев, освещение и вентиляция помещений (ОПУ, ЗРУ, ОВБ, аккумуляторной, компрессорной, насосной пожаротушения, здания вспомогательных устройств синхронных компенсаторов, проходной);
- освещение территории;
- зарядно-подзарядные устройства аккумуляторных батарей;
- оперативные цепи и цепи управления (на подстанциях с переменным оперативным током);
- обогрев ячеек КРУН (с аппаратурой РЗ и автоматики, счетчиками или выключателями) и релейных шкафов наружной установки;
- обогрев приводов и баков масляных выключателей;
- обогрев приводов отделителей и короткозамыкателей;
- обогрев приводов и маслобаков переключающих устройств РПН;
- обогрев электродвигательных приводов разъединителей;
- обогрев электросчетчиков в неотапливаемых помещениях;
- обогрев агрегатных шкафов и шкафов управления воздушных выключателей;
- электродвигатели компрессоров;
- обогрев воздухосборников;
- вспомогательные устройства синхронных компенсаторов (маслонасосы, циркуляционные насосы, дренажные насосы, задвижки, автоматика);
- электропитание аппаратуры связи и телемеханики;
- небольшие по объему ремонтные работы, выполняемые в процессе эксплуатации;
- прочие: дренажные насосы, устройства РПН, дистилляторы, мелкие станки и приспособления и т.п.
Наиболее ответственными приемниками СН являются устройства системы управления, релейной защиты, сигнализации, автоматики и телемеханики. От этих приемников СН зависит работа основного оборудования подстанций, прекращение их питания даже кратковременно приводит к частичному или полному отключению подстанции. Приемники собственных нужд, перерыв в электроснабжении которых не вызывает отключения или снижения мощности электроустановки, относятся к неответственным. Для электроснабжения потребителей СН подстанций предусматриваются трансформаторы собственных нужд (ТСН) со вторичным напряжением 380/220 В, которые получают электроэнергию от сборных шин РУ-6(10) кВ
Проектирование электрической части подстанции (2)
... схемы подстанции, выбору электрического оборудования первичных цепей, измерительных трансформаторов, выбору схем собственных нужд. Выбор ... пот — затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии в трансформаторах, определяемая по выражению: (1.17.) где ... трансформаторные подстанции (КТП). Задачей данного курсового проекта является проектирование электрической части подстанции, удовлетворяющей как ...
К собственным нуждам подстанций относятся также электроприемники, наличие которых обусловлено спецификой эксплуатации оборудования подстанций: кондиционирование помещения щита управления (жаркая климатическая зона), обогрев дорожек к оборудованию на открытой части подстанции (в районах с обильными снегопадами) и т.п.
В состав электроприемников собственных нужд подстанций не должны включаться потребители, относящиеся к хозяйственным нуждам энергосистем. При внесении дополнений в перечень электроприемников собственных нужд подстанций руководствоваться письмом Минэнерго СССР N В-6082 от 29.04.80 «О номенклатуре потребления электроэнергии на хозяйственные нужды энергосистем».
Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала. Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций регистрируется счетчиками, установленными на трансформаторах собственных нужд, регламентируются утвержденными нормами. Соблюдение данных норм также обеспечить соблюдение норматива потерь.
Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций — на основе сопоставления фактического расхода с нормативами, определяемыми в соответствии с «Инструкцией по нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35-500 кВ».
Питание потребителей СН электроустановок может быть индивидуальным, групповым и смешанным. При индивидуальном питании каждый потребитель получает электроэнергию от шин СН по индивидуальному кабелю, чем обеспечивается высокая надежность электроснабжения, но это приводит к значительному расходу кабелей. При групповом питании потребители получают энергию от групповых щитков и сборок, расположенных вблизи группы потребителей и подключенных одним кабелем к шинам СН. При этом снижается расход кабеля, но возникают дополнительные расходы на групповые щитки и сборки, снижается надежность электроснабжения, так как повреждение кабеля приводит к отключению всех потребителей данной группы. Наиболее рациональным является смешанное питание, при котором ответственные потребители питаются по индивидуальным кабелям непосредственно от шин СН, а остальные — от групповых щитков и сборок.
К шинам СН кроме постоянных потребителей могут подключаться также различные передвижные устройства (подстанции, испытательные станции, установки масляного хозяйства).
1.2 Снижение расхода электроэнергии на «собственные нужды» электроустановок
Применение для электрообогрева зданий и сооружений подстанций, распределительных пунктов трансформаторных подстанций и т.д. нагревательных элементов с аккумуляторами тепла, позволяющих использовать электроэнергию на обогрев в ночной не пиковый период графика нагрузок позволит частично сократить потребление на собственные нужды на электросетевых объектах.
Применение для освещения зданий и территорий люминесцентных светильников с максимальным использованием так называемого режима «дежурного света».
Перечень типовых мероприятий по энергосбережению:
- окраска поверхностей производственных помещений и оборудования в светлые тона для повышения коэффициента использования естественного и искусственного освещения;
- установка проветривателей и применение микровентиляции;
- применение наружного остекления имеющего различные характеристики накопления тепла летом и зимой;
- назначение ответственных за контролем расхода энергоресурсов и проведение мероприятий по энергосбережению;
- соблюдение правил эксплуатации энергооборудования;
- модернизация станций с использованием современного оборудования с КПД для вновь вводимого генерирующего оборудования не ниже 52%;
- реконструкция трансформаторных подстанций, магистральных электрических сетей высокого напряжения (110 кВ и выше), распределительных электрических сетей среднего и низкого напряжения (35-0,38 кВ), совершенствования системы коммерческого и технического учета электроэнергии;
- внедрение новой энергосберегающей техники и технологии (регулируемого электропривода, контактных теплообменников, шариковой очистки конденсаторов и сетевых подогревателей, новых технологий по водно-химическому режиму и т.д.);
- внедрение нового, более экономичного, электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, встроенных в КТП и ЗТП конденсаторных батарей;
- применение герметичных масляных или заполненных жидким негорючим диэлектриком трансформаторов с уменьшенными удельными техническими потерями электроэнергии и массогабаритными параметрами, в том числе, специальных конструкций трансформаторов мощностью до 100 кВА, позволяющих их подвеску на опоре (столбовых трансформаторов (6-10/0,4 кВ)) для сокращения протяженности сетей напряжением 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них;
- замена измерительных трансформаторов тока (ТТ) на ТТ с литой или элегазовой изоляцией и иметь не менее трех вторичных обмоток с улучшенными характеристиками (для напряжения выше 1 кВ) и с номинальными параметрами, соответствующими фактическим нагрузкам;
- замена измерительных трансформаторов напряжения (ТН) на ТН с антирезонансным исполнением преимущественно с литой или элегазовой изоляцией и иметь не менее трех вторичных обмоток с улучшенными характеристиками и с номинальными параметрами, соответствующими фактическим нагрузкам;
- замена источников света новыми энергоэффективными лампами при обеспечении установленных норм освещенности;
- максимальное использование естественного освещения в дневное время и автоматическое управление искусственным освещением в зависимости от уровня естественного освещения. Управление включением освещения может осуществляться от инфракрасных датчиков, присутствия людей или движения;
- использование современной осветительной арматуры с рациональным светораспределением;
- использование электронной пускорегулирующей аппаратуры (ЭПРА);
- применение автоматических выключателей для систем дежурного освещения в зонах временного пребывания персонала;
- содержание светопрозрачных конструкций и осветительных приборов в чистоте.
- обычные люминесцентные светильники, работающие более 5000 ч в год, должны быть оборудованы отражателями, позволяющими удвоить световой поток или при том же световом потоке уменьшить вдвое количество люминесцентных ламп;
- разбивка большого помещения на световые зоны с отдельными для каждой зоны выключателями;
- замена ламп накаливания на энергосберегающие;
- замена применяемых люменесцентных уличных светильников на натриевые или светодиодные светильники;
- установка автоматической системы управления уличным освещением;
- Применение автоматики (фотоакустических, инфракрасных и др.
реле (датчиков)) для управляемого включения источников света в местах общего пользования, подвалах, технических этажах и подъездах домов;
- установка компенсаторов реактивной мощности;
- применение энергоэффективных циркуляционных насосов, частотнорегулируемых приводов;
- пропаганда применения энергоэффективной бытовой техники класса А+, А++;
- установка на ТП и РП автоматического включения обогрева, отключение обогрева при повышении температуры.
ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Замена выключателей
На рассматриваемой нами подстанцией установлены высоковольтные масляные выключатели ВТ-35-800-12,5У1
|
Тип |
Номинальное напряжение, кВ |
Наибольшее рабочее напряжение, кВ |
Номинальный ток, А |
Номинальный ток отключения, кА |
Предельный сквозной ток, к А |
Номинальный ток включения, кА |
Ток термической стойкости, кА/допустимое время его действия, с |
Время отключения (с приводом), с |
Собственное время отключения (с приводом) , с |
||
|
Наибольший пик |
Начальное действующее значение периодичес кой составляю щей |
Наибольший пик |
Начальное действующее значение периодической составляю щей |
||||||||
|
ВТ-35-800-12,5У1 |
35 |
40,5 |
800 |
12,5 |
50 |
135 |
50 |
50/3 |
0,08 |
0,05 |
|
В целях снижения затрачиваемой энергии на собственные нужды подстанции, заменяем данные выключатели на элегазовые
Особенности эксплуатации элегазовых выключателей в открытых распределительных устройствах.
Зависимость изоляционных характеристик и отключающей способности элегазовых выключателей от плотности элегаза и значительная его стоимость обуславливают жесткие требования к герметичности аппаратов, чтобы исключить или свести к минимуму потери элегаза в течение всего периода эксплуатации. Для элегазовых выключателей, устанавливаемых в открытых распределительных устройствах (ОРУ), как правило, допустимой нормой утечки является не более 1-5% в год от общего содержания элегаза в аппарате в начале его эксплуатации. Такая степень газоплотности элегазовых выключателей, позволяет обеспечить работоспособность аппаратов в течение 5-10 лет без пополнения их элегазом. Столь высокие требования к герметичности конструкции позволяют поддерживать необходимую плотность элегаза в аппарате на уровне, обеспечивающем нормируемые характеристики выключателей в период между операциями подпитки элегазом.
В собранном в соответствии с инструкцией по монтажу и эксплуатации элегазовом выключателе плотность элегаза практически не претерпевает изменений. В герметичном выключателе при изменении температуры окружающей среды давление элегаза следует изохарической зависимости (неизменные объем и плотность).
Ввиду специфических свойств элегаза, довольно высоких температур конденсации насыщенных паров, используется он в выключателях при относительно низких давлениях. Обычно нормируемое для элегазовых выключателей давление элегаза относят к температуре 20 °С. Практически в силовых элегазовых выключателях и других коммутационных элегазовых аппаратах элегаз используется при давлениях от 0,15 МПа (абс) (плотность 9,03 кг/м3) до 0,8 МПа (абс) (плотность 53,1 кг/м3).
В тех случаях, когда выключатель рассчитан на использование элегаза при высоких давлениях (плотностях), при которых в диапазоне низких рабочих температур возможен переход элегаза в жидкую фазу, для обеспечения работоспособности аппарата в пределах номинальных характеристик требуется предусматривать подогрев газа, чтобы исключить уменьшение плотности элегаза в парообразной фазе и тем самым снижение работоспособности выключателя.
В настоящее время в отечественной практике использования элегазовых выключателей на подстанциях с ОРУ не рекомендуется применение подогрева элегаза. исходя из того, что усложнение их конструкции и обслуживания в эксплуатации при введении подогрева приведет к снижению надежности работы выключателей и повышению эксплуатационных расходов. С учетом этого выключатели разрабатываются таким образом, чтобы при минимальной рабочей температуре и плотности элегаза, находящегося в выключателе в газообразной фазе при этой температуре, были обеспечены все нормируемые аппарату характеристики.
Принимая во внимание степень утечки элегаза между очередными подпитками, плотность элегаза при заполнении им выключателя должна быть заведомо выше того значения, при котором обеспечиваются номинальные параметры аппарата
Работоспособность элегазовых выключателей определяется поддержанием в эксплуатации стабильными основных характеристик, таких как изоляционные свойства, способность длительно пропускать нагрузочные токи, коммутационная способность, механическая износостойкость. В диапазоне изменения значений рабочих плотностей элегаза в аппарате нормируемые выключателю характеристики электрической изоляции, нагрузочной и коммутационной способностей должны полностью обеспечиваться. Тем не менее, следует иметь ввиду характер их изменения с изменением плотности элегаза в аппарате. При уменьшении плотности элегаза степень их снижения не одинакова и зависит также от конструктивного исполнения аппарата, используемого принципа гашения дуги и технологических факторов изготовления выключателя.
Другим фактором, который необходимо принимать во внимание при использовании элегаза, является нормирование его влажности. Присутствие влаги в элегазе может привести к образованию весьма активных кислотных соединений, способных вызвать заметную коррозию контактных частей и повреждение изоляции. Концентрация этих соединений в элегазе особенно увеличивается при содержании в нем продуктов разложения, образующихся при возникновении дуги в процессе коммутаций токов в элегазе. Количество влаги в элегазе перед заполнением его в оборудование не должно превышать 0,0015%. Проверка влажности элегаза в выключателе производится взятием пробы при температуре окружающей среды 20 °С. Эта проба размещается в специальном устройстве. Отпотевание зеркала в нем появляется при температуре не выше минус 30 °С.
Коммутационная способность элегазовых выключателей непосредственным образом связана с механическими характеристиками аппаратов. Выбор привода и скоростей подвижных элементов дугогасительных устройств выключателя определяются примененным принципом гашения дуги и отключающей способностью аппарата. Сохранение отключающей способности выключателей на протяжении всего эксплуатационного периода зависит от поддержания механических характеристик в пределах нормируемых значений.
Особенности подготовительных работ по вводу элегазовых выключателей в работу обусловлены их конструктивным исполнением и предусматривают, в общем, следующие операции:
- при отсутствии элегаза в каком-либо блоке он должен быть от вакуумирован, проверена его герметичность, произведены промывка и осушка его сухим азотом;
- монтаж выключателя на месте установки (перед проведением работ по сборке элегаз из транспортных блоков эвакуируется до значения атмосферного давления);
- полностью собранный выключатель вакуумируется, заполняется элегазом, проверяется его газоплотность и влажность элегаза в аппарате.
Затем, в соответствии с общепринятым для выключателей регламентом по вводу в эксплуатацию проверяются приводные системы, производится наладка аппарата в целом и определяется соответствие временных характеристик выключателя с паспортными данными.
Техническое обслуживание элегазовых выключателей в эксплуатационных условиях в отличие от коммутационных аппаратов других типов в течение всего срока службы при проведении всех видов ремонтов, — текущего, среднего и капитального — предусматривает проверку газоплотности.
Периодичность текущих ремонтов, как правило, устанавливается эксплуатирующей оборудование организацией и не предусматривает какой-либо демонтаж частей аппарата и эвакуацию из него элегаза. Обычно текущие ремонты проводятся через 3-5 лет. При их выполнении осуществляется внешний осмотр выключателя; устраняются замеченные в процессе эксплуатации неполадки; проверяется состояние приборов, электронагревателей и арматуры в шкафах, а также крепления устройств заземления.
Средние ремонты элегазовых выключателей обычно проводятся через 10-12 лет и связаны с заменой уплотнений, герметизирующих газовые полости аппаратов. В случае выработки коммутационного ресурса ремонтируются подвергающиеся износу элементы дугогасительного
В последнее время большое значение уделяется профилактическому обслуживанию элегазовых выключателей, находящихся в работе, оснащению их датчиками, позволяющими диагностировать состояние их в эксплуатации. Обычно система диагностирования элегазовых выключателей предусматривает контроль плотности элегаза, временных характеристик, скорости подвижных контактных элементов и состояния энергоносителя привода (давление сжатого воздуха в резервуарах пневматического привода, давление в гидросистеме гидропривода, взведение пружин в пружинном приводе).
В значительной мере работы по вводу в эксплуатацию элегазовых выключателей и обслуживание их на подстанции определяются также конструктивным исполнением конкретных выключателей. Выключатель состоит из трех одинаковых полюсов, не имеющих между собой механической связи и общего распределительного шкафа. Полюса пневматически и электрически связаны с распределительным шкафом. Распределительный шкаф соединен пневматически с воздухораспределительной магистралью и электрически со щитом управления. Поставка выключателя осуществляется транспортными блоками — модуль дугогасительный, колонка опорная, шкафы управления и распределительный, экраны, инструмент и принадлежности, элементы дополнительной поставки (конденсаторы, газотехнологическое оборудование).
Дугогасительный модуль и колонка опорная транспортируются загерметизированными и заполненными элегазом при избыточном давлении от 0,03 до 0,05 МПа.
Для выполнения качественного монтажа выключателя следует подготовить помещение, в котором при необходимости можно было бы провести ремонт или ревизию сборочных единиц.
Перед монтажом выключателя предварительно все транспортные блоки расконсервируются. Эвакуация элегаза из дугогасительного модуля и колонки опорной производится непосредственно перед их установкой.
Рекомендуется выполнять монтаж выключателя в ОРУ в следующей последовательности:
- установить шкафы управления полюсов на фундамент, распределительный шкаф на опорную конструкцию;
- произвести монтаж воздухопроводов между шкафами управления полюсов и распределительным шкафом и воздухопроводом высокого давления от компрессорной установки к распределительному шкафу;
- смонтировать на шкафах управления колонки опорные;
- установить дугогасительные модули на опорные колонки, предварительно осуществив на них монтаж конденсаторов делителя напряжения, экранов, шин, электрически связывающих дугогасительные устройства модуля и линейных выводов;
- выполнить заземление шкафов управления и распределительного шкафа;
- осуществить монтаж цепей вторичной коммутации между шкафами управления полюсов и распределительным шкафом и подключение распределительного шкафа к щиту управления.
Следует отметить ряд особенностей монтажа составных частей выключателя:
- для шкафа управления полюса — необходимость обеспечения горизонтальности и стерильности плоскости верхней плиты, на которую устанавливается опорная колонка, и проверки состояния внутренних полостей резервуаров привода (дозаторов);
- для воздухопроводов — проверка герметичности перед окончательным монтажом;
- для опорной колонки — обеспечение стерильности поверхностей и деталей уплотнения, сопрягаемых со шкафом управления и дугогасительным модулем;
- При неблагоприятных погодных условиях необходимо оберегать открытые полости монтируемых узлов и элементов выключателя от загрязнения и влаги, закрывая их плотной пылевлагонепроницаемой пленкой.
По завершении монтажа полюса выключателя выполняется:
- в шкафу управления соединение штока пневматического привода с наконечником изоляционной тяги опорной колонки;
- в шкафу управления устанавливается сигнализатор давления, который соединяется трубопроводом с полостью опорной колонки.
Подготовка выключателя к работе выполняется пополюсно, непосредственно после завершения монтажа:
- вакуумируются внутренние полости полюса;
- наполняется полюс элегазом до избыточного давления 0,05-0,1 МПа;
- проверяется герметичность полюса;
- дополняется элегаз до давления 0,4 МПа (для температуры 20 °С);
- регулируется натяжение изоляционной тяги, связывающей привод с механизмом дугогасительного модуля;
- проверяется герметичность соединений клапанной системы привода и воздухопровода (на слух и обмыливанием мест соединений);
- определяется расход воздуха на утечки по методике, рекомендуемой инструкцией по эксплуатации.
Результаты проведенных работ по монтажу и подготовке к вводу в эксплуатацию полюса и выключателя в целом оформляются актом передачи под наладку и проверку паспортных характеристик. При наладке полюса выключателя, проверке его характеристик и параметров отдельных элементов проводятся следующие работы, выполняемые как при вводе выключателя в эксплуатацию после монтажа, так и при среднем и капитальных ремонтах:
В общем виде правила работы с элегазовыми выключателями в ОРУ и меры техники безопасности при этом не выходят за рамки, регламентируемые техническими материалами, которыми руководствуются при обслуживании подстанционного оборудования.
Вместе с тем, имея ввиду, что элегаз — это газ, не поддерживающий дыхательных функций организма человека, а его продукты разложения токсичны, необходимо при работе с элегазовыми выключателями соответствующие меры предострожности.
При выборе выключателя используем технические данные масляного выключателя.
В итоге ВТ-35-800-12,5У1 заменяем на элегазовый выключатель ВГБ-35 УХЛ1, Т1
Основные технические данные
|
Номинальное напряжение, кВ |
35 |
|
Наибольшее рабочее напряжение, кВ |
40,5 |
|
Номинальный ток, A |
630, 1000 |
|
Номинальный ток отключения, кА |
12,5 |
|
Апериодическая составляющая, % |
32 |
|
Наибольший пик сквозного тока, кА |
35 |
|
Трехсекундный ток термической стойкости, кА |
12.5 |
|
Отключаемый емкостный ток, А |
630 |
|
Собственное время отключения, с |
0.04±0.005 |
|
Полное время отключения, с |
0.06 |
|
Собственное время включения, с |
0.1 +0.03 |
|
Давление элегазом при 20°С, МПа абс (кгс/см)2 |
0.55(5.5) |
|
Испытательное напряжение промышленной частоты: — внутренней и внешней изоляции — внешней изоляции при плавном подъеме |
95кВ 105кВ (при дожде 85кВ) |
|
Испытательное напряжение грозового импульса: — полный — срезанный |
190кВ 230кВ |
Расчет для элегазовых выключателей
Где Ц — цена приобретения вакуумных выключателей, руб.
Цена на один вакуумный выключатель составляет 450 т.руб, их согласно схемы подстанции 2 соответственно цена на приобретение элегазовых выключателей будет определяться по формуле
Ц=С×N
Где С — цена одного элегазового выключателя
Ц=450×2=900 т.руб
Расходы на доставку составляют 12% от стоимости оборудования определяются по формуле Т=900×0,12=108 т.руб
Затраты на монтаж и пуско-наладочные работы вакуумных выключателей составляют 20% от стоимости оборудования и определяются
М=900×0,2=180 т. руб
определяем капитальные вложения КВ=900+108+180=1188 т.руб
Рассчитываем эксплуатационные затраты по формуле
Расходы на амортизацию составляют 3,5% от капитальных вложений и определяются А о =1188×0,035=41.6 т.руб
Расходы на ремонт и техническое обслуживание для вакуумных выключателей составляют 15% от капитальных вложений и определяются
Р то =1188×0,15=178.2 т.руб
Тогда эксплуатационные затраты будут ЭЗ=41.6+178.2=219.8 т.руб
Рассчитываем приведенные затраты З=1188+219.8=1407.8 т.руб
2.2 Замена выключателей на 10кВ
На подстанции установлены масляные выключатели ВК-10-630-20.
Заменяем данные выключатели на вакуумные, за счет чего уменьшаем расход электроэнергии на подогрев выключателей.
Основные технические данные выключателя ВК-10-630-20
Основные технические данные
|
Техническая характеристика |
Значение |
|
Номинальное напряжение, кВ |
10 |
|
Наибольшее рабочее напряжение, кВ |
12 |
|
Номинальный ток, А |
630 |
|
Номинальный ток отключения, кА |
20 |
|
Нормированные параметры тока включения, кА |
|
|
наибольший пик |
52 |
|
начальное действующее значение периодической составляющей |
20 |
|
Нормированные параметры сквозного тока короткого замыкания: |
|
|
наибольший пик (ток электродинамической стойкости), кА |
52 |
|
начальное действующее значение |
20 |
|
среднеквадратичное значение тока на время протекания (ток термической стойкости), кА |
20 |
|
время протекания тока (время короткого замыкания), с |
3 |
|
Нормированная бестоковая пауза при АПВ, с |
0,03 |
|
Нормированное собственное время отключения выключателя, с, не более |
0,045 |
|
Нормированное полное время отключения выключателя, с, не более |
0,065 |
|
Нормированное собственное время включения выключателя, с, не более |
0,075 |
|
Номинальное напряжение ЭВ |
127 |
|
Номинальное напряжение ЭО |
220 |
|
Масса, не более кг |
160-200 |
|
Габаритные размеры, мм |
1142х630х626 |
Выбор в пользу вакуумных выключателей объясняется тем, что в современной энергетике они имеют широкое применение и зарекомендовали себя как надежное и долговечное оборудование. Кроме того, они имеют ряд преимуществ перед масляными выключателями, а в частности: полная взрыво и пожаробезопасность; возможность осуществления сверхбыстродействия и применения для работы в любых циклах АПВ; надежное отключение емкостных токов холостых линий; малая масса; малые размеры; относительно малая мощность привода; легкая замена дугогасительной камеры; простота эксплуатации.
Сейчас наша промышленность выпускает достаточно различных вакуумных выключателей различных марок и серий. Принцип работы у них одинаковый, отличаются они, лишь конструктивным исполнением и каждый из них имеет свои преимущества.
В данном проекте приводится сравнение вакуумных выключателей двух заводов изготовителей, сравнивая их технические характеристики, и особенности и обосновываем свой выбор одного из них.
Для сравнения возьмем вакуумные выключатели промышленной группы ООО РК «Таврида электрик» марки ВВ/ТЕL-10-20/1000У2 и группы компаний «Электрощит» ТМ Самара марки ВБУ-10-20/1000У2.
Оба эти вакуумных выключателя предназначены для эксплуатации в сетях трех фазного переменного тока частотой 50 Герц, номинальным напряжением 6-10 кВ с изолированной и компенсированной нейтралью в нормальных и аварийных режимах.
Вакуумный выключатель марки ВВ/ТЕL-10-20/1000У2
ВВ — выключатель вакуумный
ТЕL — фирменная марка выключателя
- номинальное напряжение, кВ
- номинальный ток, А
У — климатическое исполнение
Вакуумный выключатель ВВ/TEL применяют в ячейках КРУ внутренней и наружной установки, а также в камерах КСО, как при новом строительстве, так и при замене выключателей прежних лет выпуска. В основе конструктивного решения выключателя лежит использование по фазных электромагнитных приводов с «магнитной защелкой» механически связанных с валом. Параллельно соединенные катушки электромагнитных приводов фаз выключателя при выполнении команд подключаются к предварительно заряженным конденсаторам в блоках управления такая конструкция позволяет достичь следующих основных отличительных особенностей вакуумных выключателей ВВ/ТЕL:
высокий коммутационный и механический ресурс.
отсутствие необходимости в проведении текущих, средних и капитальных ремонтов
питание от сети постоянного, выпрямленного и переменного и переменного оперативного тока в широком диапазоне напряжений.
малое потребление мощности по цепям оперативного питания.
высокое быстродействие при включении и отключении.
возможность отключения при потере оперативного питания.
совместимость с любыми существующими типами ячеек КРУ и КСО.
допускается работа в любом пространственном положении.
малые габариты и вес.
все вакуумные выключатели серии ВВ/ТЕL полностью испытаны на соответствие требований российских стандартов и имеют сертификаты соответствия системы ГОСТ.
Вакуумный выключатель ВБУЭ(П)3 — 10 — 20/1000У2
В — выключатель.
Б — вакуумный.
У — унифицированный.
Э (П) — тип привода электромагнитный «Э», пружинно — моторный «П».
- номер варианта конструктивного исполнения.
- номинальное напряжение, кВ.
- номинальный ток отключения, кА.
- номинальный ток.
У — вид климатического исполнения.
Вакуумный выключатель ВБУ изготавливаются с двумя типами приводов, пружинно — моторными и электромагнитными. У каждого привода есть достоинства и недостатки. Если анализировать мировой опыт, в распределительных электрических сетях установлены вакуумные выключатели с пружинно — моторными приводами. Эти сети характеризуются достаточно редкими коммутациями, но исключительными требованиями по надежности электроснабжения потребителей. Пружинно — моторные привода полностью соответствуют этим требованиям, у них меньший по сравнению с электромагнитными приводами коммутационный ресурс, но обеспечено ручное включение выключателя под нагрузкой, даже при полном отсутствии питания на шинках управления, кроме того пружинно — моторные привода потребляют для заводки пружины включения очень маленький ток 1,5 А, это упрощает схему цепей вторичной коммутации ячейки и позволяет обойтись без установки дорогостоящих и требующих обслуживания аккумуляторов или блоков аварийного питания включения. Электромагнитные привода применяют там, где требуется большой коммутационный и механический ресурс и не требует дополнительного обслуживания и регулировок в процессе всего срока службы. Выключатель ВБУ имеет следующие неоспоримые преимущества:
Универсальность — возможность установки электромагнитных или пружинно — моторных приводов.
возможность ручного включения выключателя под нагрузкой.
наличие встроенных в привод выключателей расцепителей.
простота конструкции.
высокая надежность.
легко встраивается в различные типы КРУ.
возможность установки привода отдельно от выключателя.
высокий коммутационный ресурс.
хороший теплоотвод рабочих поверхностей.
лучшее среди всех отечественных и зарубежных выключателей соотношение «цена — качество».
выключатели сертифицированы по системе ГОСТ
Технические характеристики обоих выключателей приведены в таблице
Таблица Технические характеристик вакуумных выключателей
|
Параметр |
ВВ/ТЕL-10-20/1000У2 |
ВБУ-10-20/1000У2 |
|
Номинальное напряжение, кВ |
10 |
10 |
|
Номинальный ток, А |
1000 |
1000 |
|
Номинальный ток отключения, кА |
20 |
20 |
|
Ток электродинамической стойкости, кА |
51 |
52 |
|
Собственное время отключения, С мах |
0,015 |
0,03 |
|
Полное время отключения, С мах Собственное время включения, С мах |
0,025 0,07 |
0,07 0,03 |
|
Механический ресурс цикл включено-отклчено |
50000 |
50000 |
|
Коммутационный ресурс цикл «включено- отключено При номинальном токе При номинальном токе отключения |
50000 100 |
50000 100 |
|
Масса, кг |
35 |
69 |
|
Цена, руб. |
101 127 * |
* для вакуумных выключателей с пружинно-моторным приводом
Как видно из таблицы выключатели обладают практически одинаковыми техническими характеристиками и выбор приходится обосновывать исходя из эксплуатационных и экономических соображений.
Полюс вакуумного выключателя марки ВБУ имеет разборную конструкцию, то есть он более ремонтопригоден. У вакуумных выключателей марки ВВ/ТЕL по фазные электромагнитные привода, что усложняет и удорожает конструкцию. Как указано в инструкции к вакуумному выключателю марки ВБУ он не требует дополнительных регулировок на протяжении всего срока службы (так же в случае износа контактов).
Очень важно, что у этого выключателя обеспечивается воздушная изоляция между верхним и нижним токосъемом камеры это позволяет изготовить исключительно сбалансированную по теплоотводу конструкцию. Кроме всего вакуумный выключатель с электромагнитным приводом на 23 тысячи дешевле, чем выключатель марки ВВ/ТЕL. Выключатель марки ВБУ выбираем с электромагнитным приводом, поскольку он дешевле, а уступает он выключателю с пружинно-моторным приводом только тем, что включить его можно под нагрузкой даже при отсутствии оперативного тока, но это больше применимо на подстанциях, где присутствуют потребители 1-й категории.
После сравнения вариантов принимаем решение использовать вакуумные выключатели марки ВБУЭЗ-10-20/1000У2 с электромагнитными приводами.
Расчет для вакуумных выключателей
Капитальные вложения определяем по формуле
Где Ц — цена приобретения вакуумных выключателей, руб.
Цена на один вакуумный выключатель составляет 101 т.руб, их согласно схемы подстанции 8 штук соответственно цена на приобретение масляных выключателей будет определяться по формуле
Ц=С×N
Где С — цена одного вакуумного выключателя
Ц=101×8=808 т.руб
Расходы на доставку составляют 12% от стоимости оборудования определяются по формуле Т=808×0,12=96,96 т.руб
Затраты на монтаж и пуско-наладочные работы вакуумных выключателей составляют 20% от стоимости оборудования и определяются
М=808×0,2=161,6 т. руб
определяем капитальные вложения
КВ=808+96,96+161,6=1066,56 т.руб
Рассчитываем эксплуатационные затраты по формуле (9.9)
Расходы на амортизацию составляют 3,5% от капитальных вложений и определяются А о =1066,56×0,035=37,32 т.руб
Расходы на ремонт и техническое обслуживание для вакуумных выключателей составляют 15% от капитальных вложений и определяются
Р то =1066,56×0,15=159,9 т.руб
Тогда эксплуатационные затраты будут ЭЗ=37,32+159,9=197,3 т.руб
Рассчитываем приведенные затраты З=1066,56+197,3=1263,9 т.руб
Расчётный ток определится по формуле:
I ном т =
41,3 А
I ном т =
144,5 А
С учётом возможной перегрузки трансформаторов:
I мах т =
57,8 А
I мах т =
202,3 А
Условия выбора и проверки выключателей 110 кВ, 35 кВ, 10 кВ изложены в таблицах.
Средний расход по фидерам
Фидер 1:
Pф1=(218.54+174.44+186.98+128.90+128.72+110.36+106.42+102.48+138.18+173.88+148.46+176.82)/12=149.54
Фидер 2:
Pф2=(1,26+1,02+1,14+1,02+1,05+1,08+1,05+1,02+1,06+1,11+0,99+1,11)/12=1,08
Фидер3:
Pф3=(35,87+29+30,42+20,58+11,97+7,5+7,26+7,03+16,41+25,79+24,75+31,78)/12=20,70
Заключение
Так как мы меняем выключатели на 35кВ и вместо масляных ставим элегазовые, то сокращаем расход электроэнергии на обогрев выключателей.
Замена выключателей на 10 кВ на вакуумные помогает нам снизить расход электроэнергии на обогрев ячеек КРН-3-10 так как ячейки установлены в ЗРУ и нам не требуется расходовать электроэнергию на подогрев масла.
Замена ламп накаливания на энергосберегающие лампы снижает расход электроэнергии. Также устанавливаем фотодатчики (датчики движения, датчики присутствия) что снижает расход еще на 50-70%.
Для наружного освещения используем светодиодный прожектор с датчиком освещенности, что сэкономит нам 50% электроэнергии затрачиваемой на наружное освещение.
энергосбережение выключатель вакуумный привод
Список литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/sobstvennyie-nujdyi-podstantsii/
1. Каталог продукции. Вакуумные выключатели ВВ/ТЕL
2. Правила устройства электроустановок. — 7-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергия, 2003.- 649 с.
3. Руководящий документ инструкция по нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35 — 500 кВ РД 34.09.208
4. Электротехнический справочник: В 3 т. Т.3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии / (Под ред. : И.Н. Орлова. 7-е изд., испр. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1988. — 880 с.: ил.
5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.: ил.
- http://energotrade.ru/forum.aspx?g=posts&t=8009
- http://literaturki.netenergetikasistemy-proizvodstva-i-obespechenie-kachestva-elektroenergii500-sobstvennye-nujdy-elektrostancii-i-podstancii
